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zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes","printingNumber":"20/10014","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/100/2010014.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/zweites-gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes/306063","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die H2ercules-Initiative will zur Entstehung eines Wasserstoffmarktes in großem Umfang beitragen und damit die Dekarbonisierung und Diversifizierung der deutschen Energieversorgung vorantreiben. Wir wollen den Aufbau eines H2-Ökosystems in Deutschland bestehend aus dem H2ercules-Netz (Teil des H2-Kernnetzes), von diesem Netz abgehenden Anbindungsleitungen auf Verteilnetzebene sowie anzuschließenden industriellen H2-Verbrauchern und H2-ready Gaskraftwerken, H2-Erzeugungsanlagen, H2-Speichern, ermöglichen. Insgesamt haben sich dieser Initiative aktuell mehr als 30 Unternehmen aus der gesamten H2-Wertschöpfungskette angeschlossen. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009316","title":"Umsetzung der EU Richtlinie RED III  (EU 2023/2414)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Umsetzung der Industriequote für Wasserstoff in nationales Recht  Art. 22 a (1) a)-b) sollte auf EU-MS Ebene und nicht auf Branchen- bzw. Unternehmensebene umgesetzt werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über das Herkunftsnachweisregister für Gas und das Herkunftsnachweisregister für Wärme oder Kälte","shortTitle":"GWKHV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gwkhv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009317","title":"Kein pauschales PFAS-Verbot","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Bei der Interessensvertretung geht es darum, dass sich die Bundesregierung in die Fachdiskussionen zwischen den europäischen und antragstellenden Behörden einbringt und sich für einen Erweiterung des Ausnahmenkatalogs einsetzt. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009318","title":"Geplante POP-Nominierung der DG Umwelt der Europäischen Kommissionen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"DG Umwelt der Europäischen Kommission beabsichtigt erneut, D4, D5 und D6 bei der Stockholm-Konvention als POP-Stoffe zu nominieren. Hierfür gibt es keine ausreichende Basis, so dass sich Evonik dafür einsetzt, dass die Mitgliedsstaaten sich bei der DG Umwelt dafür einsetzen, dass diese von einer Nominierung Abstand nimmt. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009319","title":"Rechtliche Sicherheit bzgl. der regulatorischen Klassifizierung von GVM hergestellter Fermentationsprodukte","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Deutschland muss sich für den Verbleib der Regelung (Abwesenheit lebensfähiger Zellen des genetisch veränderten Mikroorganismus als regulatorischer Marker) im Standing Committee on Plants, Animals, Food and Feed (SCoPAFF), Section Genetically Modified Food and Feed aussprechen.   \r\n            Schwerpunkte: Fortführung der seit über 30 Jahren bestehenden Regelung: regulatorischer Marker um außerhalb des Anwendungsbereichs der GVO-Futtermittel-/Lebensmittelverordnung (1829/2003) zu sein, ist die Abwesenheit des lebensfähigen Produktionsstamm; rekombinante DNA des GVMs ist kein regulatorischer Marker. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Durchführung der Verordnungen der Europäischen Gemeinschaft oder der Europäischen Union auf dem Gebiet der Gentechnik und über die Kennzeichnung ohne Anwendung gentechnischer Verfahren hergestellter Lebensmittel","shortTitle":"EGGenTDurchfG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eggentdurchfg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"},{"code":"FOI_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009320","title":"Erfüllung der Berichtspflichten im Rahmen CBAM","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Implementierung des CO2 Grenzausgleichsmechanismus funktional und bürokratiearm ausgestalten, CBAM Verordung","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012534","title":"Umsetzung der Industrieemmissionsrichtlinie in deutsches Recht als 1:1-Umsetzung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die IED muss in deutsches Recht umgesetzt werden. Ziel der Interessensvertretung ist es, dass die IED genauso umgesetzt wird wie sie auf Brüsseler Ebene beschlossen wurde.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Vierte Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 4 2013","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_4_2013"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012535","title":"Umsetzung der CSRD in deutsches Recht","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2464 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 14. Dezember 2022 zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 und der Richtlinien 2004/109/EG, 2006/43/EG und 2013/34/EU hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen","printingNumber":"20/12787","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/127/2012787.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2022-2464-des-europ%C3%A4ischen/314977","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz","shortTitle":"BMJ","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html"}]},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2464 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 14. Dezember 2022 zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 537/2014 und der Richtlinien 2004/109/EG, 2006/43/EG und 2013/34/EU hinsichtlich der Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen","printingNumber":"385/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0385-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-umsetzung-der-richtlinie-eu-2022-2464-des-europ%C3%A4ischen/314977","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz","shortTitle":"BMJ","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Umsetzung der CSRD  in deutsches Recht droht, uns als Unternehmen erheblich zu belasten. Diese Gefahr droht durch die geplante Aufstellungslösung für den (Konzern-)Lagebericht im European Single Electronic Format (ESEF) gemäß §§ 289g und 315e HGB-E. Wir setzen uns ein für die Beibehaltung der sog. Offenlegungslösung.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012536","title":"Betriebsausgabenabzugsverbot für Bonds (§ 8 StAbwG)","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Zweite Verordnung zur Änderung der Steueroasen-Abwehrverordnung","printingNumber":"559/23","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2023/0559-23.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/zweite-verordnung-zur-%C3%A4nderung-der-steueroasen-abwehrverordnung/305378","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Gemeinsam mit Wirtschaftsspitzenverbände unterstützen wir das Ziel, nicht kooperative Steuerhoheitsgebiete zur Umsetzung internationaler Besteuerungsstandards zu bewegen. Das Steueroasen-Abwehrgesetz (StAbwG) versucht dies aber über steuerliche Sanktionierung deutscher Unternehmen zu erreichen, u. a. durch das Verbot des Betriebsausgaben- und Werbungskostenabzugs gemäß § 8 StAbwG und die Quellensteuermaßnahmen gemäß § 10 StAbwG.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Abwehr von Steuervermeidung und unfairem Steuerwettbewerb","shortTitle":"StAbwG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stabwg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012537","title":"Definition von systemdienlichen Elektrolyseuren ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Erfahrungsbericht der Bundesregierung zum Erneuerbare-Energien-Gesetz und zum Windenergie-auf-See-Gesetz - Berichtszeitraum 2018 - 2022/2023","printingNumber":"20/10296","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/102/2010296.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/erfahrungsbericht-der-bundesregierung-zum-erneuerbare-energien-gesetz-und-zum-windenergie/308771","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},{"title":"Erfahrungsbericht der Bundesregierung zum Erneuerbare-Energien-Gesetz und zum Windenergie-auf-See-Gesetz - Berichtszeitraum 2018 - 2022/2023","printingNumber":"82/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0082-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/erfahrungsbericht-der-bundesregierung-zum-erneuerbare-energien-gesetz-und-zum-windenergie/308771","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz will „systemdienliche Elektrolyseure“ auf Basis §96 Nr. 9 WindSeeG fördern. Gemäß des Haushaltsentwurfs ist die Umsetzung vorgesehen. Der Förderrahmen ist jedoch noch nicht konkretisiert. \r\n>> Die schnelle Vorlage und Umsetzung des Förderprogramms “systemdienliche Elektrolyseure” auf Basis §96 Nr. 9 WindSeeG für nationale Wasserstoffziele ist unerlässlich. \r\n>> Elektrolyseure im Süden Deutschlands müssen als systemdienlich und damit förderfähig anerkannt werden. \r\n>> Eine zum Elektrolyserförderprogramm kombinierbare OPEX Förderung wäre notwendig.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012538","title":"Verlängerung der Stromnetzentgelt-Verordnung (§ 19 Abs 2 Satz 1 u 2 StromNEV) ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Senkung der Netzentgelte: Bislang ist lediglich eine Stabilisierung vorgesehen.\r\nFür die energieintensive Industrie ist nicht nur aus finanziellen Gründen die Beibehaltung von individuellen reduzierten Netzentgelten (§ 19 Abs 2 Satz 1 u 2 (StromNEV) wichtig. Bislang sieht ein Eckpunktepapier der BNetzA vor, dass sich das zukünftige Industrienetzentgelt an die bestehende Flexibilisierungsoption der BNetzA (Lastreaktion abhängig von Spotmarktpreise) orientiert soll. Diese Flexibilisierungsoption hat sich bereits als untauglich und für die Industrie nicht umsetzbar erwiesen. Es bedarf einer Lösung für die Industrienetzentgelt, die sich an die „Energiewendekompetenz“ der Unternehmen orientiert. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012539","title":"Senkung der Stromsteuer auf EU-Mindestmaß","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","printingNumber":"20/12351","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/123/2012351.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-modernisierung-und-zum-b%C3%BCrokratieabbau-im-strom-und-energiesteuerrecht/312306","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]},{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht","printingNumber":"232/24","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2024/0232-24.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-modernisierung-und-zum-b%C3%BCrokratieabbau-im-strom-und-energiesteuerrecht/312306","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Finanzen","shortTitle":"BMF","electionPeriod":20,"url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Die Absenkung der Stromsteuer auf das EU-Mindestniveau im produzierenden Gewerbe sollte über 2025 hinaus verstetigt werden. Mindestens jedoch sollte die Regelung über die aktuelle Legislaturperiode hinaus verlängert werden. Andernfalls würde der abrupte Anstieg der Stromsteuer ab 2026 selbst gegenüber 2023 zu erheblichen Mehrkosten und damit auch zur Verhinderung von Investitionen führen. Eine Regelung muss noch 2024 auf den Weg gebracht werden, um einen Systembruch zu vermeiden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012540","title":"Förderfähigkeit von industrieller Abwärme","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Im §2 Nr. 9a KWKG sollte der Einsatz industrieller Abwärme ergänzt werden, so\r\ndass eine Förderung nach §7a KWKG ermöglicht wird. Dies würde zu einer Vereinheitlichung\r\ndes Gesetzes führen, da im Rahmen der Wärmenetzförderung nach §18 KWKG industrielle\r\nAbwärme bereits neben erneuerbaren Energien akzeptiert wird.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012541","title":"Erhalt und Reform der Strompreiskompensation ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Strompreiskompensation reduziert die ETS-bedingten Belastungen nur unzureichend. Diese sollte weiterentwickelt werden, um bestehende internationale Wettbewerbsnachteile unbürokratisch und angemessen auszugleichen: Der Begünstigtenkreis muss dazu erheblich ausgeweitet werden und neben den KUEBLL-Branchen auch Industrieparkbetreiber umfassen. Das bisherige Benchmarksystem muss erheblich vereinfacht und unnötige Begrenzungen der Entlastung (u.a. hinsichtlich der Beihilfeintensität) aufgehoben werden. Die im Rahmen der Strompreiskompensation zu erbringenden ökologischen Gegenleistungen müssen mit den anderen diesbezüglichen Regelungen vereinheitlicht und zusammengeführt werden. Die Bundesregierung sollte sich daher zeitnah auf EU-Ebene für eine entsprechende Anpassung einsetzen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über einen nationalen Zertifikatehandel für Brennstoffemissionen","shortTitle":"BEHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/behg"},{"title":"Verordnung über Maßnahmen zur Vermeidung von Carbon-Leakage durch den nationalen Brennstoffemissionshandel","shortTitle":"BECV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/becv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015644","title":"Konkrete Vorschläge für einen kurzfristigen Bürokratieabbau und Impulse für den wirtschaftlichen Aufschwung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Umsetzung der noch fehlenden Inhalte des Pakts für Beschleunigung, sowie kein Gold-Plating bei der Umsetzung von EU-Verfahren.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_LAW_PUBLIC","de":"Öffentliches Recht","en":"Public law"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017684","title":"Wasserstoffinitiative 2035","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Definition des Strombezugs für RFNBO wurde nach langen Verzögerungen (ähnlich wie bei der Notifizierung der IPCEI-Fördergelder) in einem Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) im Februar 2023 festgelegt. Viele Unternehmen aus Industrie und Energiewirtschaft hatten damals Bedenken gegen die strikten Kriterien geäußert. Dennoch war die Erwartung, dass mit der Definition und der daraus resultierenden Planungssicherheit der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft mit grünen Projekten Fahrt aufnehmen würde.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019193","title":"Regulierungshemmnisse beim Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft beseitigen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften","publicationDate":"2025-07-08","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/W/wasserstoffbeschleunigungsgesetz-bmwe-anhoerung.pdf?__blob=publicationFile&v=4","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/entwurf-eines-gesetzes-zur-beschleunigung-der-verfuegbarkeit-von-wasserstoff.html"}]},"description":"Drei entscheidende Hemmnisse beim Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sollen beseitigt werden:\r\n- Veränderung der Grünstromkriterien bei der Produktion von grünem Wasserstoff\r\n- Finanzielle Sicherheit für die Abnahme von Wasserstoffbezug schaffen\r\n- Sicherstellung des Ausbaus der Wasserstoffinfrastruktur ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019194","title":"Umsetzung der CO2-Management-Strategie ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes","printingNumber":"20/11900","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/119/2011900.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kohlendioxid-speicherungsgesetzes/312438","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz","shortTitle":"BMWK","electionPeriod":20,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"- Um CCS- und CCU-Technologien wettbewerbsfähig zu machen, ist eine auskömmliche und langfristig angelegte Förderung entlang der Entwicklungskette notwendig.\r\n- Die Energiekosten müssen rasch und signifikant gesenkt werden\r\n- In CCU-Produkten gespeichertes CO2 muss im Rahmen des EU-Emissionshandels deutlich stärker angerechnet werden.\r\n- Industrielle, hocheffiziente KWK-Anlagen dürfen nicht benachteiligt werden.\r\n- Der Net-Zero Industry Act (NZIA) zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren und Erhöhung der Investitionssicherheit ist schnell umzusetzen, bzw. im EnWG zu verstetigen.\r\n- Der Hochlauf der CO2-Infrastruktur muss deutlich vor Ende 2030 beginnen, um das Henne-Ei Problem zu vermeiden, bzw. die opt in Optionen in den Bundesländern gestärkt werden.\r\n","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur dauerhaften Speicherung und zum Transport von Kohlendioxid","shortTitle":"KSpG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kspg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019195","title":"Nationale Umsetzung beim Industriestrompreis","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Bundesregierung muss schnell die nationale Umsetzung beim Industriestrompreis angehen und den gesetzten EU-Rahmen voll ausschöpfen, d.h. keine weiteren Einschränkungen auf Mitgliedsstaatenebene vornehmen (BMWE hat per PM 25.6. eine zeitnahe Vorlage eines Konzeptes angekündigt). Zudem sollte sich die Bundesregierung frühzeitig für eine Verlängerung der Regelung über 2030 hinaus einsetzen, denn wir gehen derzeit nicht davon aus, dass der Ausbau der Erneuerbaren Energien bis dahin wesentliche Entlastungen beim Strompreis erwirken. Die kurze Frist passt auch nicht zu den Investitionszyklen bei Dekarbonisierungstechnologien. Darüberhinaus ist die maximal entlastete Strommenge 50-60% kritisch zu sehen, aber es ist ein Anfang.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020240","title":"Reform von Pillar 2","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel der Interessenvertretung ist die Einflussnahme auf das internationale Regelwerk zur OECD-Mindesbesteuerung (Pillar 2) mit dem konkreten Anliegen, Pillar 2 entweder vollständig abzuschaffen oder eine Ausnahme für Unternehmensgruppen mit einer effektiven Konzernsteuerquote über 15% zu verankern. Damit soll eine Reform des Regelwerks angestoßen werden, die eine wettbewerbsfähige und praktikable Ausgestaltung im Sinne eines global blending ermöglicht.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Gewährleistung einer globalen Mindestbesteuerung für Unternehmensgruppen","shortTitle":"MinStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/minstg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020241","title":"Überarbeitung der EU-Chemikalienverordnung REACH","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel der Interessenvertretung ist die Einflussnahme auf die geplante Weiterentwicklung der EU-Chemikalienverordnung REACH im Rahmen der „Chemikalienstrategie für Nachhaltigkeit“ (CSS). Konkret soll erreicht werden, dass die Kommission ihr angekündigtes Vorhaben zur Vereinfachung von REACH umsetzt, insbesondere mit Blick auf die regulatorische Belastung der Industrie. Zudem wird angestrebt, dass künftige Stoffbewertungen und regulatorische Maßnahmen weiterhin risikobasiert und auf wissenschaftlicher Evidenz beruhen. Eine pauschale Ausweitung des generischen Risikomanagementansatzes (GRA) soll verhindert werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020242","title":"Industriedienliche Nutzung des Sondervermögens Infrastruktur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Ziel der Interessenvertretung ist die Ausgestaltung und Verwendung des Sondervermögens Infrastruktur. Konkret soll darauf hingewirkt werden, dass die Mittel dieses Sondervermögens zusätzlich zum regulären Haushalt und prioritär für industrienahe Maßnahmen eingesetzt werden. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Errichtung eines Sondervermögens Infrastruktur und Klimaneutralität","shortTitle":"SVIKG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/svikg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020243","title":"Einbindung internationaler Zertifikate in das EU-Emissionshandelssystem (EU-ETS) ab 2036 gemäß EU-Klimaziel 2040","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Am 2. Juli 2025 hat die EU einen Vorschlag für das Klimaziel 2040 vorgelegt: 90% Emissionsreduktion ggü. 1990, mit Flexibilität ab 2036 durch internationale Zertifikate. Diese dürfen jedoch nicht im EU-ETS angerechnet werden - laut VCI ergibt sich dieser Ausschluss nur aus der Begründung, nicht dem Gesetztext. Damit widerspricht die Regelung dem Koalitionsvertrag. Ziel unserer Interessenvertretung ist es, im Rahmen der Verhandlungen zum EU-Klimagesetz eine gesetzliche Verankerung der Anrechenbarkeit im EU-ETS zu erreichen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020244","title":"Neuregulierung Kundenanlage","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften - Drucksache 21/1497 - Stellungnahme des Bundesrates und Gegenäußerung der Bundesregierung","printingNumber":"21/2076","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/020/2102076.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsrechts-zur-st%C3%A4rkung-des-verbraucherschutzes-im/324884","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Eine Neuregulierung bei Kundenanlage wird aufgrund eines EuGH-Urteils erforderlich sein und hat eine enorme Bedeutung für unsere Industrie. Gibt es keine Nachfolgeregelung, müssten die Kundenanlagen alle in „geschlossene Verteilernetze“ umgewandelt werden. Das wäre mit erheblichem Regulierungsaufwand und Kosten z.B. für Messinfrastruktur verbunden. Jeder Betreiber von Kundenanlagen wäre gleichsam einem Netzbetreiber gleichgestellt, der das Netz als hauptsächlichen Geschäftszweck zur Verteilung von Strom betreibt. Das ist bei Betreibern von Kundenanlagen nicht der Fall, so dass eine einfache Regulierung gerechtfertigt ist. Unser Vorschlag wäre es einen § 110a „besondere geschlossene Verteilernetze“ zu schaffen und damit die Minimalanforderung aus der EU-Strombinnenmarkt RL umzusetzen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020245","title":"Schnelle Verabschiedung des Kohlenstoffspeichergesetz ","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes","printingNumber":"21/1494","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/014/2101494.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-kohlendioxid-speicherungsgesetzes/324836","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Wir begrüßen den Gesetzesentwurf. Gleichzeitig besteht weiterhin erheblicher Konkretisierungsbedarf im Hinblick auf die wirtschaftliche Flankierung der geplanten Maßnahmen. Insbesondere die Fragen der Finanzierung der Infrastruktur sowie der Absicherung der mit CCS-/CCU-Projekten verbundenen Investitionsrisiken sind bislang unzureichend adressiert. Ohne entsprechende finanzielle Instrumente\r\nund Rahmenbedingungen wird die angestrebte Marktentwicklung erheblich\r\nausgebremst. Eine zeitnahe Nachsteuerung erscheint daher unerlässlich.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur dauerhaften Speicherung und zum Transport von Kohlendioxid","shortTitle":"KSpG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kspg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020246","title":"Anpassung der 37. BimSchV im Rahmen des zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote (Early Delivery Concept)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"customTitle":"Entwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote","customDate":"2025-06-19","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit","shortTitle":"BMUKN","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmuv.de/"}]},"description":"Unser Interesse ist, dass der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft im nördlichen Ruhrgebiet gelingt. Dazu schlagen wir eine Wasserstoff-Zertifikate-Lösung wie im Strombereich vor. Ziel wäre es zunächst, bis 2030 eine Übergangslösung zu etablieren. Dazu müsste eine Anpassung in der 37. BImschV erfolgen, die im vorliegenden Referentenentwurf „Entwurf eines zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der THG-Minderungs-Quote“ des BMUKN eingebracht werden müsste. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung zur Neufassung der Siebenunddreißigsten Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 37 2024","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_37_2024"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_INDUSTRIAL","de":"Industriepolitik","en":"Industrial policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":22,"statements":[{"regulatoryProjectNumber":"RV0009315","regulatoryProjectTitle":"Sicherstellung der Finanzierung des H2-Kernnetzes im Rahmen der dritten Änderung des EnWG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/0c/07/324138/Stellungnahme-Gutachten-SG2406180137.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Appell an die Mitglieder des Deutschen Bundestags:\r\nFinanzierung für das Wasserstoff-Kernnetz jetzt sicherstellen!\r\nH2ercules: Der Startschuss für die Wasserstoffwirtschaft\r\nDie H2ercules-Initiative will zur Entstehung eines Wasserstoffmarktes in großem Umfang beitragen und\r\ndamit die Dekarbonisierung und Diversifizierung der deutschen Energieversorgung vorantreiben. Wir wollen den Aufbau eines H2-Ökosystems in Deutschland bestehend aus dem H2ercules-Netz (Teil des H2-Kernnetzes), von diesem Netz abgehenden Anbindungsleitungen auf Verteilnetzebene sowie anzuschließenden industriellen H2-Verbrauchern und H2-ready Gaskraftwerken, H2-Erzeugungsanlagen, H2-Speichern, ermöglichen. Insgesamt haben sich dieser Initiative aktuell mehr als 30 Unternehmen aus der gesamten H2-Wertschöpfungskette angeschlossen.\r\nEine zwingende Voraussetzung für eine erfolgreiche Wasserstoffwirtschaft in Deutschland ist die Bereitstellung einer leistungsfähigen Infrastruktur als Bindeglied zwischen Wasserstofferzeugung bzw. -import und Verbrauchern. Hier verfolgt die Bundesregierung gemeinsam mit den Fernleitungsnetzbetreibern (FNB) mit dem H2-Kernnetz einen sehr begrüßenswerten Ansatz. Ein privatfinanziertes Netz, welches Wasserstoff in ganz Deutschland transportiert.\r\nDas Netz steht, die Finanzierung muss folgen. Wir begrüßen, dass mit der Novellierung des EnWG zum H2-Kernnetz der Startschuss für ein erstes deutschlandweites H2-Transportnetz gegeben wird. Dies ist ein wichtiges politisches Signal und ein bedeutender Schritt für den H2-Markthochlauf. Dringlich ist, dass hierfür adäquate und ausreichende Finanzierungsmöglichkeiten geschaffen werden. Momentan werden diese im Bundestag diskutiert. Die aktuell geplanten Vorgaben sind aus Sicht der H2ercules-Initiative nicht geeignet, um Investoren für das Kernnetz zu gewinnen.\r\nEin Hauptproblem liegt darin, dass das Risiko einer Investition in das H2-Kernnetz im Vergleich zu ähnlichen Anlagemöglichkeiten, wie beispielsweise dem Stromnetz, höher ist. Denn obwohl der Staat einen Teil der Investitionen über eine Risikoabsicherung garantiert, bleibt das Risiko eines Selbstbehalts und des Restwertes des Netzes bei frühzeitiger, einseitiger Kündigung durch den Staat bestehen. Dies steht im Widerspruch zu den Erwartungen der Investoren, die in regulierten Netzen eine risikoarme Investitionsmöglichkeit sehen. Deshalb sollte der Deutsche Bundestag die folgenden Änderungen an der Gesetzesvorlage umsetzen, um Investitionen in das H2-Kernnetz zu ermöglichen:\r\n1. Senkung des Selbstbehalts auf 15%: Der vorgeschlagene Selbstbehalt von 24 Prozent des\r\nSaldos des Amortisationskontos im Jahr 2055 ist zu hoch und hemmt Investitionsentscheidungen. Eine Reduktion auf 15% schafft eine Balance zwischen Anreizen für Investitionen, fairer Risikoaufteilung und staatlichen Haushaltsinteressen. Eine tragbare Alternative wäre die Erhöhung\r\nder Abschmelzungsquote des Selbstbehalts von 0,5 auf 1,0% pro Jahr.\r\n2. Übertragungsrecht der FNB bei Kündigung durch den Staat: Der Bund kann ab 2038 den\r\nFinanzierungsmechanismus für das H2-Kernnetz kündigen. Die FNB müssten in diesem Fall den\r\nSelbstbehalt auf das Amortisationskonto an den Bund zahlen und auch den Wertverlust des H2-\r\nKernnetzes vollständig verbuchen. Eine Kündigung des Amortisationskontos durch den Staat\r\nsollte daher mit einem Andienungsrecht für die FNB an den Staat zum kalkulatorischen Rest verbunden werden, um diese Hürde für Investitionen abzubauen.\r\n3. Ausschluss der gemeinschaftlichen Haftung der Kernnetzbetreiber für Insolvenzfälle: Die\r\ngeplante Regelung, wonach ein insolventer Netzbetreiber seinen Anteil am H2-Kernnetz zulasten\r\ndes Amortisationskontos abschreiben darf, würde den Saldo des Amortisationskontos ungerechtfertigt erhöhen. Diese Regelung stellt eine erhebliche Hürde für potenzielle Investoren dar und\r\nbelastet die verbleibenden Kernnetzbetreiber unverhältnismäßig für eine Situation, die sie nicht\r\nzu verantworten haben. Sonderabschreibung auf das Amortisationskonto im Insolvenzfall durch\r\nStreichung von §28r Abs. 3 Sätze 8 und 9 EnWG-E auszuschließen. Dabei darf die Verlässlichkeit des gesamten H2-Kernnetzes, welches für die Energiewende zentral ist, nicht beeinträchtigt\r\nwerden.\r\n4. Langfristige Rechtssicherheit der Finanzierungsparameter: Die Finanzierung des H2-Kernnetzes und der Markthochlauf werden bis zum Jahr 2055 verschiedene Phasen durchlaufen. Um\r\ndas Risiko politischer Änderungen für die Finanzierung des H2-Kernnetz zu mindern, sollte eine\r\nrechtssichere Verankerung über die gesetzliche Grundlage hinaus sichergestellt werden. Hierzu\r\nwäre z.B. ein öffentlich-rechtlicher Vertrag geeignet, für dessen Abschluss eine Ermächtigungsgrundlage in der EnWG-Novelle nötig ist.\r\nNeben der Finanzierung des H2-Kernnetzes wird in der dritten Novelle des EnWG für die Zukunft auch\r\neine gemeinsame Netzplanung für Erdgas und Wasserstoff eingeführt. Sie soll die Weiterentwicklung der H2-Infrastruktur über das Kernnetz hinaus sicherstellen. In diesem zweiten Schritt müssen auch die Gasverteilnetze mitgedacht werden. Es ist daher in der EnWG-Novelle sicherzustellen, dass die Transformationspläne der Gasverteilnetzbetreiber im Szenariorahmen des Wasserstoff-Netzausbaus berücksichtigt werden.\r\nEs steht viel auf dem Spiel. Wir appellieren an den Deutschen Bundestag, die Kapitalmarktfähigkeit des Finanzierungsmodells für das H2-Kernnetz und die Weiterentwicklung der H2-Infrastruktur sicherzustellen und somit einen entscheidenden Schritt in Richtung einer erfolgreichen Energiewende zu gehen. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-03-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009316","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung der EU Richtlinie RED III  (EU 2023/2414)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e5/72/324140/Stellungnahme-Gutachten-SG2406210028.pdf","pdfPageCount":14,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stand: 8. Februar 2024\r\nVC I- POSITION\r\nNationale Umsetzung der Quote für den RFNBOEinsatz\r\nin der Industrie gemäß RED III\r\nKernbotschaften\r\n⬢ Im Sinne einer erfolgreichen Transformation der Industrie sollten die Vorgaben der RED\r\nIII pragmatisch und unter Nutzung der in der Richtlinie zulässigen Flexibilitäten\r\numgesetzt werden. Eine Regulierung, die über die EU-seitigen Vorgaben hinausgeht,\r\nsollte vermieden werden.\r\n⬢ Die RFNBO-Quote der Industrie nach Art. 22a ist als Ziel auf Ebene der\r\nMitgliedstaaten zu verstehen. Eine Umsetzung auf Unternehmensebene hätte\r\nerhebliche negative Auswirkungen für Investitionen und die Wettbewerbsfähigkeit\r\nzahlreicher Anwendungen. Gerade in Verbindung mit den Grünstromkriterien für\r\nRFNBO, die das Angebot limitieren, würde die Quote zu einer deutlichen Verschärfung\r\nder Nutzungsrivalität zwischen Sektoren führen.\r\n⬢ Es sollte im Rahmen einer mitgliedstaatlichen Umsetzung der Quote schnellstmöglich\r\nein praxistaugliches und bürokratiearmes Monitoring-System geschaffen werden,\r\ndas administrative Mehrbelastungen betroffener Unternehmen auf ein Mindestmaß\r\nreduziert.\r\n⬢ Die Definition der „Nebenprodukte“, die von der Quote zur industriellen RFNBONutzung\r\nausgenommen sind, ist für die chemische Industrie erfolgskritisch. Die\r\nDefinition dieser Ausnahmen sollte unter Berücksichtigung der oft im Verbund\r\nstattfindenden Produktionsprozesse der chemisch-pharmazeutischen Industrie erfolgen.\r\nAusgangslage\r\nWasserstoff ist für die chemische Industrie außerordentlich bedeutend und bildet den\r\nAusgangspunktwichtiger chemischerWertschöpfungsketten.Schon heute ist die Chemie\r\nmit 1,1 Mio. t pro Jahr der größte Wasserstoffnutzer (ca. 36 TWh). Um die langfristige\r\nDekarbonisierung der deutschen Grundstoffchemie zu erreichen, steigt der\r\nWasserstoffbedarf der Branche bis 2045 etwa auf das Achtfache an (bis zu 283 TWh). Ein\r\ngroßer Teil Wasserstoffs wird gegenwärtig stofflich genutzt (z.B. Ammoniak- und\r\nMethanolproduktion). Weiterhin fällt er als Neben- bzw. Kuppelprodukt an (Chlor-Alkali-\r\nElektrolyse, Cracker), das stofflich wiederum in die Verbundproduktion eingeht und zu\r\neinem geringeren Anteil energetisch genutzt wird. Im Zuge der Transformation kommen\r\nweitere stoffliche Anwendungsfelder hinzu (CCU, Naphtha-Synthese). Die energetische\r\nNutzung wird bedeutsamer, etwa durch den Ersatz von Erdgas durch Wasserstoff in\r\nHochtemperaturprozessen. Um diese stark wachsenden Bedarfe decken zu können,\r\nwerden diversifizierte Importquellen sowie für eine lange Übergangszeit verschiedene\r\nTechnologien benötigt, umWasserstoff treibhausgasarm bzw. -neutral zu erzeugen.\r\nMit Inkrafttreten der Novelle der Renewable Energy Directive der EU (RED III) am 20.\r\nNovember 2023 wurde das Ambitionsniveau für den Einsatz erneuerbarer Energie (EE)\r\ndeutlich angehoben. So soll der EE-Anteil am Bruttoendenergieverbrauch derEU bis 2030\r\nbei mindestens42,5% liegen,angestrebtwerden 45% (Art. 3). Insbesonderewerden jedoch\r\njenseits des Verkehrssektors erstmals detaillierte, sektorspezifischeQuoten für den Einsatz\r\nvon EE und erneuerbaren Brennstoffe nicht biogenen Ursprungs (Renewable Fuels of Non-\r\nBiological Origin, RFNBO) eingeführt, wozu grüner Wasserstoff und dessen Derivate\r\nzählen. Für den Industriesektor sind folgende Zielwerte in Artikel 22a (1) der RED III\r\ngeregelt:\r\n⬢ Indikatives Ziel zur Steigerung der EE-Nutzung in der Industrie um mindestens 1,6% pro\r\nJahr als Durchschnitt von 2021-2025 und 2026-2030.\r\n⬢ Der Anteil von RFNBO am industriellen Wasserstoffverbrauch soll 2030 mindestens 42%\r\nund 2035 mindestens 60% erreichen.\r\n⬢ Von der Quote ausgenommen ist Wasserstoff, der als Nebenprodukt erzeugt wird,\r\nals Zwischenprodukt in der Kraftstoffherstellung eingesetzt wird oder zur\r\nDekarbonisierung industrieller Restgase dient.\r\nDie vorliegende Position konzentriert sich aufgrund der starken Betroffenheit der chemischpharmazeutischen Industrie insbesondere auf die in Artikel 22a und b geregelte\r\nIndustriequoten und ihre nationale Umsetzung.\r\nGrünstromkriterien\r\nBei der nationalen Umsetzung der Industriequote muss sichergestellt werden, dass in der\r\nWechselwirkung mit weiteren Regularien keine unbeabsichtigten Fehlanreize gesetzt\r\nwerden, die den Wasserstoffhochlauf in der Industrie sogar hemmen könnten. Ein Beispiel\r\nsind die Grünstromkriterien für RFNBO:\r\nDer europäische Rechtsrahmen für die Anerkennung von grünem Wasserstoff sieht mit\r\nkleinteiligen Vorgaben zur Zusätzlichkeit und geographischen und zeitlichen Korrelation\r\nbereits sehr restriktive Kriterien vor (sh. Delegierter Rechtsakt zu RED II Art. 27). Diese\r\nkönnen die Verfügbarkeit von grünem Wasserstoff deutlich einschränken, Investitionen\r\nhemmen und den Markthochlauf somit verzögern. Ihre Anwendung auf Importländer kann\r\ndas Angebot von grünem Wasserstoff aus Partnerländern zusätzlich einschränken und zu\r\neinem Wettbewerbsnachteil gegenüber anderen Importregionen führen. Mit der RED III\r\nwerden diese Kriterien vom Verkehrssektor auf alle Sektoren ausgeweitet, inklusive der\r\nIndustrie.\r\nRFNBO-Quote der Industrie\r\nDie RFNBO-Quote für die Industrie fällt sehr ambitioniert aus. So hatte der Nationale\r\nWasserstoffrat sich in seiner Stellungnahme zur RED III im Dezember 2021 für einen Anteil\r\nvon 30 Prozent RFNBO am Industrieverbrauch ausgesprochen, da sich bei steigendem\r\nWasserstoffbedarf im Industriesektor zusätzlich zu den Kosten der Prozessumstellung auch\r\ndie Kosten für die Erfüllung der Verpflichtung erhöhen. Eine zu hohe Quote kann daher bei\r\nfehlender Verfügbarkeit oder zu hohen Preisen zu einer Deckelung der industri ellen\r\nProduktion führen und die Transformationsschritte in industriellen Anwendungen von\r\nWasserstoff sogar verlangsamen oder verhindern. Die nationale Umsetzung der Quote hat\r\nsomit unmittelbare Auswirkungen auf Transformationspläne der Industrie sowie\r\nInvestitionen in bestimmte Technologiepfade und Prozesse.\r\nWürden die Quotenziele auf Unternehmensebene umgesetzt, hätte dies in den ersten\r\nJahren des Markthochlaufs einen rasch steigenden Bedarf an RFNBO und erneuerbarer\r\nEnergie aus den betroffenen Sektoren zur Folge, unabhängig davon, ob und zu welchen\r\nKosten diese verfügbar sind und ob die Import- und Transportinfrastruktur bis 2030\r\nhinreichend ausgebaut ist.\r\nAufgrund der Umwandlungsverluste bei der Wasserstoffproduktion würde damit insgesamt\r\nauch der EE-Ausbaubedarf in Deutschland, Europa und global wachsen. Auch im Vergleich\r\nzu EU-Mitgliedern wie Frankreich besteht ein Wettbewerbsnachteil, da Elektrolyseure hier\r\naufgrund des hohen Kernkraftanteils am Strommix voraussichtlich mit einer höheren\r\nAuslastung und damit wirtschaftlicher betrieben werden können als i n Deutschland, was im\r\nAllgemeinen einen schnelleren Markthochlauf begünstigt – selbst, wenn dabei nicht\r\nausschließlich grüner Wasserstoff produziert wird.\r\nZusammengenommen können die Grünstromkriterien und die Quotenziele der RED III\r\ndamit zu einer Limitierung des Angebots bei gleichzeitiger Steigerung der Nachfrage\r\nnach grünem Wasserstoff führen. Kohlenstoffarmer Wasserstoff ist derweil nicht auf die\r\nQuoten anrechenbar. Damit kann sich die bereits vorhandene Nutzungsrivalität zwischen\r\nden Sektoren weiter verschärfen. Die kostensensitive energieintensive Industrie ist\r\ndabei gegenüber anderen Sektoren potenziell benachteiligt, insbesondere wenn Produkte\r\nim internationalen Preiswettbewerb stehen.\r\nDie Bundesregierung muss daher mit Nachdruck alle Maßnahmen zur Erreichung der\r\nTransformationsziele umsetzen.Dazu zählen der rasche Markt- und Infrastrukturhochlauf\r\nfür Wasserstoff, die Schaffung eines kohärenten Förderrahmens für\r\nWasserstoffanwendungen, sowie Maßnahmen zur langfristigen Gewährleistung der\r\nWettbewerbsfähigkeit der chemischen Industrie, die auch die gestiegenen Energiekosten\r\nadressieren. Hinsichtlich der RFNBO-Quote ist dringend auf eine praxistaugliche und\r\npragmatische Umsetzung zu achten,die von den zulässigen Flexibilitäten der Richtlinie\r\numfassenden Gebrauch macht. Folgende Punkte sind dabei aus Sicht des VCI zentral:\r\n1. Umsetzung des Quotenziels auf mitgliedsstaatlicher Ebene\r\nLaut Art. 22a RED sollen die Mitgliedstaaten sicherstellen, dass der RFNBO-Anteil des in\r\nder Industrie verwendeten Wasserstoffs bis 2030 bei 42% und bis 2035 bei 60% liegt. Die\r\nQuotenerfüllung sollte national, wie vom europäischen Gesetzgeber intendiert und\r\nvergleichbar zur Umsetzung der Energieeffizienzrichtlinie im Energieeffizienzgesetz,\r\nals mitgliedstaatliches Ziel und nicht auf der Ebene einzelner Branchen oder\r\nUnternehmen umgesetzt werden.\r\n⬢ Würde die Quote auf Unternehmens- oder Branchenebene angewendet, würde sich die\r\nNutzungsrivalität zwischen Sektoren um RFNBO wie oben beschrieben verschärfen.\r\nZudem müssten zur Erfüllung Prozesse und Technologien auf Basis von grünem\r\nWasserstoff priorisiert werden, selbst wenn diese vielerorts nicht kosteneffizient oder\r\nverfügbar sind. Schneller und oft kostengünstiger umsetzbare Investitionen in\r\nemissionsarme Wasserstoffanwendungen (v.a. blauer und türkiser Wasserstoff) hätten\r\nsomit keine Perspektive, da sie nicht zur Quotenerfüllung herangezogen werden können.\r\nGerade im Bereich der Grundstoffchemie droht ein Investitionsstopp sowie die\r\nSchließung und Verlagerung von wasserstoffintensiven Anlagen (Carbon Leakage).\r\n⬢ Zudem haben die Unternehmen selbst nur einen sehr bedingten Einfluss auf die\r\ntatsächliche Wasserstoffverfügbarkeit an ihren Standorten oder gar den Infrastrukturund\r\nEE-Ausbau bis 2030 bzw. bis 2035. Die aktuelle Planung des Wasserstoffkernnetzes\r\ngeht davon aus, dass maßgebliche Netzabschnitte erst zwischen 2030 und 2032 in\r\nBetrieb gehen. Konkrete Anschlüsse von Ein- und Ausspeisern von Wasserstoff sind\r\njedoch erst im Rahmen der integrierten Netzentwicklungsplanung absehbar, deren\r\nBedarfsplanung in diesem Jahr startet. Unternehmen, die in diesem Zeitfenster nicht in\r\nder Infrastrukturplanung berücksichtigt sind, müssten die Quote über Insellösungen wie\r\ndie lokale Wasserstoffproduktion erfüllen, was in der Praxis jedoch kaum umsetzbar ist.\r\nEine ausreichende Infrastrukturanbindung und Wasserstoffverfügbarkeit ist somit\r\nVoraussetzung für die Quotenerfüllung. Es wäre nicht sachgerecht, Unternehmen\r\nunmittelbar zu einer Quotenerfüllung zu verpflichten und gegebenenfalls sogar\r\nzu sanktionieren, die die RFNBO-Quote letztlich aufgrund dieser externen Faktoren nicht\r\nerreichen können.\r\n⬢ Die Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS) sieht neben der\r\nFörderung von grünem Wasserstoff im Rahmen des Markthochlaufs auch die Förderung\r\nund Nutzung von kohlenstoffarmem blauem, türkisem und orangem Wasserstoff zur\r\nBeschleunigung des Hochlaufs vor. Die Perspektive dieser kohlenstoffarmen\r\nWasserstoffformen wird durch die Vorgaben der RED III bereits in Frage gestellt. Die\r\nAnwendung der Industriequote auf Unternehmensebene würde diese\r\nWasserstoffformen zusätzlich benachteiligen und damit die Konkurrenz um knappen\r\ngrünen Wasserstoff weiter verschärfen.\r\n⬢ Die RFNBO-Quote kann sich zudem auch negativ auf die bestehende\r\nAmmoniakproduktion in Deutschland auswirken, die bereits heute durch nicht\r\nwettbewerbsfähige Energie- und Rohstoffkosten und perspektivisch steigende CO2-\r\nPreise existenziell bedroht ist. Da für die Wasserstoffbedarfe der Ammoniakproduktion\r\nexplizit keine Abzugsmöglichkeiten in der RED III vorgesehen sind, wäre zur Erreichung\r\nder RFNBO-Quote perspektivisch der Aufbau einer neuen Ammoniakproduktion auf\r\nBasis von grünem Wasserstoff erforderlich. Ein wirtschaftlicher Betrieb solcher Anlagen\r\nist aufgrund hoher CAPEX- und OPEX-Kosten jedoch nahezu ausgeschlossen.\r\n⬢ Da im Rahmen des bereits auf den Weg gebrachten Förderinstrumentariums wie\r\nIPCEI/KUEBLL-Förderprojekten und Klimaschutzverträgen die Unternehmen bereits\r\nAuflagen zu einem steigenden Anteil an grünem Wasserstoff unterliegen, muss zudem\r\nein Abgleich erfolgen und eine Doppelregulierung ausgeschlossen werden.\r\n2. Monitoring bürokratiearm gestalten\r\nEs sollte im Rahmen einer mitgliedstaatlichen Umsetzung der Quote schnellstmöglich ein\r\npraxistaugliches und bürokratiearmes Monitoring-System geschaffen werden.\r\n⬢ Mögliche Berichtspflichten der Unternehmen sollten dabei auf ein Mindestmaß reduziert\r\nwerden, da die bürokratische Belastung durch die Transformation bereits jetzt sehr hoch\r\nist. Ein zusätzlicher administrativer Mehraufwand für betroffene Unternehmen, der auch\r\nder geplanten allgemeinen Bürokratieentlastungen der Industrie entgegensteht, muss\r\ndeshalb vermieden werden.\r\n⬢ Bezüglich des einzuführenden Massenbilanzierungssystem nach Art. 30 (1) RED III\r\nsollte der Bilanzierungszeitraum möglichst umfangreich gestaltet werden, um mögliche\r\nLieferengpässe zu Beginn des Hochlaufs auffangen zu können.\r\n⬢ Sensible Angaben, die Rückschlüsse auf individuelle Produktionskosten und -mengen\r\nzulassen, sollten als Geschäftsgeheimnisse von etwaigen Berichtspflichten\r\nausgenommen sein und nicht veröffentlicht werden.\r\n3. Relevante Nebenprodukte definieren\r\nArt. 22a (1) a) iii) erlaubt die Ausnahme von „Wasserstoff, der in industriellen Anlagen als\r\nNebenprodukt hergestellt oder aus Nebenprodukten gewonnen wird“ aus der Berechnung\r\ndes Nenners der RFNBO-Quote für die Industrie. Da ein signifikanter Anteil des in der\r\nChemie eingesetzten Wasserstoffs als Neben- bzw. Kuppelprodukt anfällt und nicht ohne\r\nerhebliche Umstellung von Verbundprozessen ersetzt werden kann, hat die Definition von\r\n„Nebenprodukten“ eine hohe Relevanz für die chemische Industrie. Bei der Definition\r\ndieser Ausnahmefälle sollten daher dringend die Gegebenheiten der oft im Verbund\r\nstattfindenden Produktionsprozesse der chemisch-pharmazeutischen Industrie\r\nberücksichtigt werden.\r\nAls Grundlage für die rechtliche Definition des Begriffs „Nebenprodukt“ kann der § 4 des\r\nKreislaufwirtschaftsgesetz (KrWG) herangezogen werden, der auf Artikel 5 der Waste\r\nFramework Directive der EU (Richtlinie 2008/98/EG) basiert:\r\nFällt demnach „ein Stoff oder Gegenstand bei einem Herstellungsverfahren an, dessen\r\nhauptsächlicher Zweck nicht auf die Herstellung dieses Stoffes oder Gegenstandes\r\ngerichtet ist, ist er als Nebenprodukt und nicht als Abfall anzusehen, wenn\r\n1. sichergestellt ist, dass der Stoff oder Gegenstand weiterverwendet wird,\r\n2. eine weitere, über ein normales industrielles Verfahren hinausgehende\r\nVorbehandlung hierfür nicht erforderlich ist,\r\n3. der Stoff oder Gegenstand als integraler Bestandteil eines Herstellungsprozesses\r\nerzeugt wird und\r\n4. die weitere Verwendung rechtmäßig ist; dies ist der Fall, wenn der Stoff oder\r\nGegenstand alle für seine jeweilige Verwendung anzuwendenden Produkt-, Umweltund\r\nGesundheitsschutzanforderungen erfüllt und insgesamt nicht zu schädlichen\r\nAuswirkungen auf Mensch und Umwelt führt.“\r\nWasserstoff, der in der chemischen Industrie produziert und genutzt wird und diese\r\nDefinition erfüllt, sollte daher von der Quotenerfüllung ausgenommen werden. Dazu\r\nzählen zum Beispiel folgende Verwendungsformen von Wasserstoff:\r\n⬢ In der Petrochemie\r\n⬢ als Nebenprodukt in Steamcrackern\r\n⬢ als Nebenprodukt bei der Synthesegasherstellung\r\n⬢ als Nebenprodukt bei partiellen Oxidationsprozessen unter Verwendung von\r\nKohlenwasserstoffen für Acetylenproduktionsprozesse und Dehydrierungsprozesse\r\nwie Styrolproduktionsprozesse (aus der Dehydrierung von Ethylbenzol),\r\nPropylenproduktionsprozesse (aus der Dehydrierung von Propan) und\r\nFormaldehydproduktionsprozesse (Dehydrierung von Methanol) sowie\r\nButyrolactonproduktionsprozesse (Dehydrierung von Butandiol)\r\n⬢ als Nebenprodukt bei der Produktion von Kohlmonoxid (im Methanreformer)\r\n⬢ als Nebenprodukt bei der Chloralkalisynthese (Elektrolyse zur Herstellung von\r\nNatronlauge und Chlor)\r\n⬢ Elektrolyse von Natriumchlorid\r\n⬢ Elektrolyse von Kaliumchlorid\r\n⬢ Elektrolyse von Salzsäure\r\n⬢ In der Spezialchemie\r\n⬢ als Nebenprodukt aus der Monochlorsilanproduktion\r\n⬢ als Nebenprodukt aus BMA-Verfahren\r\nIn diesem Kontext ist beispielsweise auch rechtlich klarzustellen, dass\r\nNebenproduktwasserstoff, der z.B. in einer Verbundproduktion anteilig zur\r\nWeiterverwendung an Dritte weiterveräußert wird, ebenfalls als Nebenprodukt klassifiziert\r\nwird und nicht etwa wegen einer unterstellten Gewinnabsicht ausgeschlossen wird.\r\nFür einen detaillierteren Austausch zu den aufgelisteten Prozessen steht der VCI gerne zur\r\nVerfügung.\r\nAnsprechpartner: Heinrich Nachtsheim\r\nAbteilung Energie, Klimaschutz und Rohstoffe\r\nT +49 69 2556-1542 | M +49 170 898 3572 | E nachtsheim@vci.de\r\nVerband der Chemischen Industrie e.V. – VCI\r\nMainzer Landstraße 55\r\n60329 Frankfurt\r\nwww.vci.de | www.ihre-chemie.de | www.chemiehoch3.de\r\nLinkedIn | X | YouTube | Facebook\r\nDatenschutzhinweis | Compliance-Leitfaden | Transparenz\r\n⬣ Registernummer des EU-Transparenzregisters: 15423437054-40\r\n⬣ Der VCI ist unter der Registernummer R000476 im Lobbyregister, für die Interessenvertretung gegenüber\r\ndem Deutschen Bundestag und gegenüber der Bundesregierung, registriert.\r\nDer VCI und seine Fachverbände vertreten die Interessen von rund 1.900 Unternehmen aus der chemisch - pharmazeutischen Industrie und chemienaher Wirtschaftszweige gegenüber Politik, Behörden, anderen Bereichen der Wirtschaft, der Wissenschaft und den Medien. 2022 setzten die Mitgliedsunternehmen des VCI rund 260 Milliarden Euro um und beschäftigten knapp 550.000 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter.\r\n\r\n\r\nCara Bien | Abteilung Energie- und Klimapolitik | T: +49 30 2028-1727 | c.bien@bdi.eu | www.bdi.eu\r\n15. April 2024\r\nZusammenfassung\r\n▪ Damit die RED III Industrieunterquote erfüllt werden kann, müssen jetzt die\r\nRahmenbedingungen für einen erfolgreichen und beschleunigten Wasserstoffmarkthochlauf\r\ngeschaffen werden. Dazu zählt u. a. die Umsetzung bereits angekündigter Maßnahmen ohne\r\nweiteren Zeitverzug.\r\n▪ Die Verantwortung für die Zielerreichung sollte, wie von der RED III intendiert, rechtlich beim\r\nMitgliedstaat verankert werden. Eine unternehmensscharfe Quote würde zu erheblichen\r\nnegativen Auswirkungen für Investitionen und der Wettbewerbsfähigkeit zahlreicher\r\nWasserstoffanwendungen führen.\r\n▪ Die EU-Kommission ist technologischen Realitäten gerecht geworden, indem sie\r\nAusnahmetatbestände bei der Berechnung der Industrieunterquote vorsieht. Diese\r\nFlexibilitäten müssen vollumfänglich genutzt werden, um eine Zielerreichung der Quote nicht\r\nzusätzlich zu erschweren.\r\n▪ Im Rahmen einer mitgliedstaatlichen Verankerung der Industrieunterquote muss ein\r\nMonitoringsystem entwickelt werden. Dabei sollten administrative Mehrbelastungen für\r\nUnternehmen auf ein Minimum reduziert und mögliche Berichtspflichten praktikabel\r\nausgestaltet werden.\r\n▪ Bis zur ausreichenden Verfügbarkeit von erneuerbarem Wasserstoff sollte auch die Nutzung\r\nvon kohlenstoffarmem – wie z. B. blauem – Wasserstoff ermöglicht werden. Aus der RED III\r\nIndustrieunterquote entstehende Widersprüche müssen aufgelöst werden, um einen raschen\r\nund kosteneffizienten Wasserstoffmarkthochlauf zu gewährleisten.\r\nPOSITION | ENERGIE- UND KLIMAPOLITIK | RED III\r\nNationale Umsetzung der RED III\r\nIndustrieunterquote\r\nEmpfehlungen für einen erfolgreichen Wasserstoff-Markthochlauf\r\nNationale Umsetzung der RED III Industrieunterquote\r\nEinleitung\r\nMit der zweiten Überarbeitung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) 1 werden die\r\nenergiepolitischen Ziele des „Fit für 55“-Pakets aufgegriffen. Die RED III erhöht das Gesamtziel der\r\nEU für erneuerbare Energien auf einen Anteil von 42,5 Prozent am Endenergieverbrauch bis 2030,\r\nergänzt durch eine freiwillige Aufstockung um 2,5 Prozent. Für die Industrie schafft die RED III erstmals\r\neine eigene Zielvorgabe. Hiernach müssen die Mitgliedstaaten sicherstellen, dass der Anteil von\r\nerneuerbaren Brennstoffen nicht biogenen Ursprungs2 (Renewable Fuels of Non-Biological Origin,\r\nRFNBO) am gesamten Wasserstoffverbrauch der Industrie mindestens 42 Prozent bis 2030 und 60\r\nProzent bis 2035 beträgt (Art. 22a). Die Berechnung der Zielerreichung erfolgt auf Basis folgender\r\nFormel:\r\na. Zur Berechnung des Nenners wird der Energiegehalt des für Endenergieverbrauchszwecke\r\nund nichtenergetische Zwecke genutzten Wasserstoffs berücksichtigt, wobei Folgendes\r\nausgenommen ist:\r\nI. Wasserstoff, der als Zwischenprodukt für die Herstellung konventioneller\r\nVerkehrskraftstoffe genutzt wird und Biokraftstoffe;\r\nII. Wasserstoff, der durch die Dekarbonisierung von industriellem Restgas erzeugt wird\r\nund dazu dient, das spezifische Gas zu ersetzen, aus denen er erzeugt wird;\r\nIII. Wasserstoff, der in industriellen Anlagen als Nebenprodukt hergestellt oder aus\r\nNebenprodukten gewonnen wird.\r\nb. Zur Berechnung des Zählers wird der Energiegehalt, der für Endenergieverbrauchszwecke\r\nund nichtenergetische Zwecke im industriellen Sektor genutzten RFNBO berücksichtigt.\r\nHiervon ausgenommen sind RFNBO, die als Zwischenprodukte für die Herstellung\r\nkonventioneller Verkehrskraftstoffe und Biokraftstoffe genutzt werden.\r\nDie Zielvorgabe für den Industriesektor kann von einem Mitgliedstaat unter bestimmten\r\nVoraussetzungen um 20 Prozent im Jahr 2030 herabgesetzt werden (Art. 22b Abs. 1). Hierfür muss\r\na. der Mitgliedstaat auf Kurs zu dem sektorübergreifenden Ziel sein, und\r\nb. der Anteil von Wasserstoff oder hieraus gewonnener Derivate aus fossilen Brennstoffen in\r\ndem Mitgliedstaat bis 2030 nicht größer als 23 Prozent und bis 2035 nicht größer als 20\r\nProzent sein.\r\nDerzeit werden in Deutschland ca. 42 TWh Wasserstoff produziert.3 Da diese Menge fast vollständig\r\nmit grauem Wasserstoff aus Erdgas abgedeckt wird, erscheint es aktuell unwahrscheinlich, dass\r\nDeutschland die Voraussetzungen für eine Herabsetzung im Sinne von Art. 22b Abs. 1 bis 2030\r\nerfüllen wird.\r\n1 Richtlinie (EU) 2023/2413, Link\r\n2 Renewable Fuels of Non-Biological Origin nach DA (EU) 2023/1184, Link\r\n3 E.ON Wasserstoffbilanz des EWI, Stand: August 2023, Link\r\nNationale Umsetzung der RED III Industrieunterquote\r\nDie Bundesregierung ist dazu verpflichtet, die Bestimmungen der RED III bis zum 21. Mai 2025 in\r\nnationales Recht umzusetzen. Der BDI fordert den Gesetzgeber auf, folgende Anmerkungen und\r\nEmpfehlungen bei der nationalen Umsetzung der RED III zu berücksichtigen.\r\nEmpfehlungen für die nationale Umsetzung der Industrieunterquote\r\nDie RED III konfrontiert Unternehmen mit hohen regulatorischen Unsicherheiten, die seitens der\r\nBundesregierung schnellstmöglich und noch vor Ende des Umsetzungszeitfensters bis Mitte 2025\r\nadressiert werden sollten, um Planungs- und Investitionssicherheit zu gewährleisten.\r\nRahmenbedingungen schaffen und angekündigte Maßnahmen zeitnah umsetzen\r\nMit der Quote für den Anteil von RFNBO am gesamten Wasserstoffeinsatz in der Industrie intendiert\r\nder Gesetzgeber nachfrageseitige Anreize zu schaffen und so den Wasserstoffmarkthochlauf zu\r\nbeschleunigen. Allerdings muss sichergestellt werden, dass die regulatorischen Rahmenbedingungen\r\nund Förderinstrumente dementsprechend ausgestaltet und kohärent auf die Zielerreichung der\r\nIndustrieunterquote ausgerichtet und auch zeitgerecht umgesetzt werden. Damit die Verpflichtung der\r\nIndustrieunterquote erfüllt werden kann, muss bereits in den Jahren bis 2030 ein ausreichendes\r\nAngebot an erneuerbarem Wasserstoff zu wettbewerbsfähigen Preisen und eine Wasserstoff-\r\nInfrastruktur geschaffen werden.\r\nDie Bundesregierung ist daher dringend aufgefordert, alle Maßnahmen zu ergreifen, um die\r\nRahmenbedingungen für die RED III-Zielerreichung zu schaffen und voranzutreiben. Hierzu zählt ein\r\nerheblicher Ausbau der erneuerbaren Energien und Wasserstoff-Produktionsanlagen sowie der\r\nAufbau der notwendigen Import- und Transportinfrastrukturen für Wasserstoff. Bereits angekündigte\r\nMaßnahmen wie der Aufbau eines Wasserstoff-Kernnetzes und dessen Weiterentwicklung auf\r\nTransport- und Verteilnetzebene, die Einführung eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes,\r\nFörderprogramme zur Dekarbonisierung der Industrie 4 , die Klimaschutzverträge sowie\r\n„Ausschreibungen systemdienlicher Elektrolyseure“ in allen Regionen, müssen ohne weiteren\r\nZeitverlust umgesetzt werden. Gleichzeitig sollten auch europäische Förderinstrumente, wie die\r\nEuropäische Wasserstoffbank und der dazugehörige „Auction-as-a-Service-Ansatz“, mit den\r\nerforderlichen Mitteln ausgestattet und Kohärenz zwischen den verschiedenen Instrumenten auf\r\nnationaler wie europäischer Ebene hergestellt werden.\r\nDarüber hinaus sollte die Bundesregierung die Möglichkeiten der RED III nutzen, um den Ausbau der\r\nerneuerbaren Energien in allen Bereichen zu beschleunigen. Hierzu zählt insbesondere die zeitnahe,\r\naber auch sorgfältige Durchführung der Ausweisung von „Beschleunigungsgebieten für erneuerbare\r\nEnergien\" (Art. 15c), damit das volle Potenzial für die EE-Produktion genutzt werden kann.5 Es ist\r\ndarauf zu achten, dass die „Beschleunigungsgebiete“ keinen Ausschlusscharakter erhalten, sodass\r\ndie Entwicklung von EE-Projekten auch außerhalb dieser Gebiete ohne Nachteile im\r\nGenehmigungsverfahren möglich ist.\r\nGrundsätzlich weist der BDI darauf hin, dass die im delegierten Rechtsakt (DA) nach Art. 27 (3)\r\ndefinierten Grünstromkriterien (zeitliche und geografische Korrelation, Zusätzlichkeit) äußerst restriktiv\r\nsind und den Wasserstoffmarkhochlauf verlangsamen könnten. Es muss eine 1:1-Umsetzung, wie in\r\nder Neufassung der 37. BImSchV, auch im Zuge der nationalen Umsetzung der RED III fortgesetzt werden. Von einer Verschärfung der Regelungen, die über die EU-Vorgaben hinausgehen oder von\r\ndiesen abweichen, sollte in jedem Fall abgesehen werden. Der von der EU-Kommission in RED III\r\n(Art. 27) bis spätestens 1. Juli 2028 angekündigte Bericht zu den Auswirkungen der Grünstromkriterien\r\nauf die Wasserstoff-Erzeugungskosten, die THG-Einsparungen sowie das Energiesystem, sollte so\r\nschnell wie möglich vorgelegt werden.\r\nZielverankerung auf mitgliedstaatlicher Ebene vornehmen\r\nFür die Industrie ist entscheidend, wie die Zielverankerung auf nationaler Ebene umgesetzt wird und\r\nob die RED III ihre intendierte Wirkung entfalten kann. Sollte die Industrieunterquote auf Ebene\r\neinzelner Standorte, Unternehmen oder Branchen angewandt werden, müsste der Einsatz von\r\nerneuerbarem Wasserstoff zur Quotenerfüllung priorisiert werden, selbst wenn dies aufgrund\r\nmangelnder Verfügbarkeiten und Nutzungskonkurrenzen noch nicht wirtschaftlich darstellbar sein\r\nsollte. Investitionen in oftmals wirtschaftlich attraktivere, emissionsarme Wasserstoffanwendungen,\r\nbeispielsweise über blauen oder türkisen Wasserstoff, würden hingegen nicht erfolgen, da über diese\r\nTechnologierouten die Zielquote nicht erreicht werden kann. Es drohen ausbleibende Investitionen und\r\nH2-nutzungsintensive Anlagen könnten stattdessen dauerhaft geschlossen oder verlagert werden\r\n(Carbon Leakage). Zudem würde sich die Nutzungsrivalität um RFNBO zwischen und innerhalb der\r\nSektoren durch die gesteigerte Nachfrage bei limitiertem Angebot verschärfen.\r\nWeiterhin haben die Unternehmen selbst nur einen sehr bedingten Einfluss auf die tatsächliche\r\nWasserstoffverfügbarkeit an ihren Standorten sowie den Infrastruktur- und EE-Ausbau bis 2030\r\nbeziehungsweise 2035. Die aktuelle Planung des Wasserstoffkernnetzes sieht vor, dass das Netz erst\r\nsukzessive bis 2032 aufgebaut wird. Konkrete Anschlüsse von Ein- und Ausspeisepunkten sind\r\ndarüber hinaus erst im Rahmen der integrierten Netzentwicklungsplanung absehbar, deren\r\nBedarfsplanung in diesem Jahr startet und erstmalig voraussichtlich 2026 abgeschlossen wird. Es\r\nwäre nicht sachgerecht, einzelne Unternehmen zu einer Quotenerfüllung zu verpflichten und\r\ngegebenenfalls sogar zu sanktionieren, obgleich sie die RFNBO-Quote aufgrund dieser externen\r\nFaktoren de facto nicht erreichen können. Darüber hinaus müssen Unternehmen bereits im Rahmen\r\nbestehender Förderinstrumente, wie den IPCEI-Projekten oder den Klimaschutzverträgen,\r\nverpflichtende Vorgaben zur Nutzung von erneuerbarem Wasserstoff erfüllen. Die Einführung einer\r\nzusätzlichen Quotenverpflichtung auf Unternehmensebene würde daher das Risiko einer\r\nDoppelregulierung mit sich bringen, die im Sinne des angestrebten Bürokratieabbaus vermieden\r\nwerden sollte.\r\nEs ist daher zentral, dass die Verantwortung für die Zielerreichung, wie von der RED III intendiert,\r\nrechtlich beim Mitgliedstaat verankert wird und die Bundesregierung diese Zielerreichung auf Basis\r\nbestehender und bei Bedarf ausgeweiteter Förderinstrumente sicherstellt. Die Bundesregierung sollte\r\nschnellstmöglich Vorschläge erarbeiten, wie eine Erfüllung bei Zielverankerung auf mitgliedstaatlicher\r\nEbene in der Praxis ausgestaltet werden kann. Hierbei ist es zentral, dass das bestehende\r\nFörderregime auf die Zielerreichung der Industrieunterquote ausgerichtet, laufend überprüft und\r\ngegebenenfalls nachjustiert wird. Zusätzlich muss gewährleistet sein, dass für alle von der\r\nIndustrieunterquote erfassten Branchen ein Zugang zu diesem Förderregime besteht.\r\nFlexibilitäten bei den Ausnahmeregelungen vollumfänglich nutzen\r\nBei der Zielverpflichtung in der Industrie muss unterschieden werden zwischen Wasserstoff, der für\r\ndie industrielle Nutzung geliefert oder gezielt hergestellt wird und Wasserstoff, der als Nebenprodukt\r\nvon industriellen Prozessen entsteht. Letztere Mengen können nicht, beziehungsweise nur in\r\neingeschränktem Umfang, mit externem Wasserstoff aus Pipelinebezug oder durch Eigenproduktion\r\nsubstituiert werden. So fällt beispielsweise ein signifikanter Anteil des heute in der Chemie\r\neingesetzten Wasserstoffs als Neben- oder Kuppelprodukt an, der nicht ohne erhebliche\r\nProzessumstellungen durch RFNBO substituiert werden kann. Dazu zählt etwa Wasserstoff, der in\r\nSteamcrackern, bei der Herstellung von Synthesegasen oder in der Chlor-Alkali-Elektrolyse anfällt.\r\nWeitere Anwendungsfälle gibt es in der Petrochemie sowie der Spezialchemie.\r\nRED III wird dieser technologischen Realität gerecht, indem Ausnahmen bei Berechnung des Nenners\r\n(speziell Art. 22a iii) vorgesehen sind. Diese Ausnahme muss daher auch im Zuge der nationalen\r\nUmsetzung der RED III umfassend angewendet werden, um den technologischen und wirtschaftlichen\r\nRealitäten in den Industriesektoren gerecht zu werden. Würden die Flexibilitäten nicht vollumfänglich\r\ngenutzt, würde es noch schwieriger, die Quote zu erreichen. Als Grundlage für die rechtliche Definition\r\ndes Begriffs „Nebenprodukt“ kann etwa § 4 des Kreislaufwirtschaftsgesetz (KrWG) herangezogen\r\nwerden, der auf Artikel 5 der Waste Framework Directive der EU (Richtlinie 2008/98/EG) basiert.\r\nEine weitere Ausnahme (Art 22a i) bezieht sich auf die Wasserstoffmengen, die als Zwischenprodukt\r\nfür die Herstellung konventioneller Verkehrskraftstoffe genutzt werden, da diese Mengen bereits unter\r\ndie Verkehrszielvorgaben (Art. 25) der RED III fallen. Durch die stark gekoppelten\r\nVerarbeitungsschritte ist es in Raffinerien schwierig, den verwendeten Wasserstoff nachzuverfolgen\r\nund molekülgenau den entsprechenden Produkten, beziehungsweise den richtigen Sektoren (Industrie\r\nvs. Verkehr), zuzuordnen. Daher begrüßt der BDI die Neuregelung in der überarbeiteten 37. BImSchV,\r\nnachdem die Nutzung von erneuerbarem Wasserstoff in der Raffinerie vollständig über die THG-Quote\r\nangereizt wird. Hiermit wird eine nicht sachgerechte Anforderung an die Nachverfolgung abgewendet,\r\nwährend die Raffinerien über das vorgesehene Reporting nach Produktgruppen weiterhin einen\r\nBeitrag zur nationalen Industrieunterquote gegenüber der EU leisten könnten.\r\nMonitoringsystem bürokratiearm und praktikabel ausgestalten\r\nIm Rahmen einer mitgliedstaatlichen Verankerung der Industrieunterquote muss ein Monitoringsystem\r\nentwickeln werden, auf dessen Basis die Bundesregierung gegenüber der EU-Kommission erstmalig\r\nab 2030 Bericht erstattet. Hierzu sollte die Bundesregierung schnellstmöglich Vorschläge erarbeiten\r\nund zur Konsultation zur Verfügung stellen. Sollten hierdurch Berichts- und Nachweispflichten für\r\nUnternehmen entstehen, müssen diese im Sinne der Vorhaben rund um das\r\nBürokratieentlastungsgesetz auf ein Mindestmaß reduziert und in jedem Fall praxistauglich\r\nausgestaltet werden.\r\nBezüglich des einzuführenden Massenbilanzierungssystem nach Art. 30 (1) RED III, sollte der\r\nBilanzierungszeitraum in Anbetracht möglicher Lieferengpässe zu Beginn des Wasserstoffhochlaufs\r\nmöglichst flexibel ausgestaltet werden. Wettbewerbsrelevante sensible Daten, die beispielsweise\r\nRückschlüsse auf individuelle Produktionskosten und -mengen zulassen, sollten von etwaigen\r\nBerichtspflichten ausgenommen und nicht veröffentlicht werden. Im Sinne eines raschen\r\nWasserstoffmarkthochlaufs sollte sich die Bundesregierung zudem für eine schnellstmögliche\r\nAnerkennung nationaler Zertifizierungssysteme auf EU-Ebene einsetzen.\r\nKohlenstoffarmen Wasserstoff auf dem Weg zur Klimaneutralität nutzen\r\nDer BDI setzt sich dafür ein, dass bis zur ausreichenden Verfügbarkeit von erneuerbarem Wasserstoff,\r\nauch die Nutzung von kohlenstoffarmem, wie z. B. blauem Wasserstoff ermöglicht wird. Daher ist es\r\nzu begrüßen, dass sich die Bundesregierung in der Fortschreibung der Nationalen\r\nWasserstoffstrategie der anwendungsseitigen Förderung von blauem, türkisem und orangem\r\nWasserstoff in begrenztem Umfang geöffnet hat. Allerdings werden Anreize für den Einsatz von\r\nblauem Wasserstoff derzeit ausschließlich über die Klimaschutzverträge und gegebenenfalls über die\r\nvon der Bundesregierung angekündigte Kraftwerksstrategie gesetzt.6 Aus Sicht des BDI sollten für die\r\nMarkthochlaufphase zusätzliche Anreizmechanismen für den Einsatz von blauem, türkisem und\r\norangenem Wasserstoff diskutiert werden, um die Zielerreichung der RED III zu flankieren und den\r\nWasserstoffmarkthochlauf als Ganzes zu beschleunigen. So verbleibt selbst bei Zielerreichung der 42\r\nProzent RFNBO im Industriesektor ein Anteil von 58 Prozent bis 2030 und 40 Prozent bis 2035, der\r\naktuell über konventionell hergestellten, fossilen Wasserstoff gedeckt wird.\r\nZudem führt die von der RED III festgelegte Formel zur Berechnung der Industrieunterquote dazu,\r\ndass ein ansteigender Einsatz von blauem Wasserstoff bei neu hinzukommenden Anwendungen, die\r\nZielerfüllung der RFNBO-Verpflichtung im Industriesektor durch eine Vergrößerung des Nenners\r\nerheblich erschwert. Für einen raschen und kosteneffizienten Wasserstoffmarkthochlauf muss dieser\r\nWiderspruch aufgelöst werden. Hierfür sollte die RED III überarbeitet werden, sodass blauer\r\nWasserstoff bei gleicher Klimawirkung auf die Industrieunterquote einzahlen kann. Hierzu könnte\r\nblauer Wasserstoff entweder im Zähler berücksichtigt oder im Nenner ausgenommen werden. Die\r\nBundesregierung sollte sich insgesamt auf EU-Ebene dafür einsetzen, die Rolle von blauem\r\nWasserstoff für die Bedarfsdeckung in der Industrie zu stärken. Dazu zählt auch eine schnellstmögliche\r\nVeröffentlichung und Konsultation eines Entwurfs des delegierten Rechtsaktes für die Definition von\r\nkohlenstoffarmem Wasserstoff auf EU-Ebene.7\r\nAus Sicht des BDI muss für einen erfolgreichen Wasserstoff-Markthochlauf eine Vielzahl von\r\nInstrumenten zum Einsatz kommen. Ein weiteres wichtiges Instrument, um den Einsatz von\r\nWasserstoff auf Abnehmerseite anzureizen, sind grüne Leitmärkte. Deshalb begrüßt der BDI die\r\nInitiative des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) zur Implementierung von\r\ngrünen Leitmärkten für die Stahl-, Zement- und Chemieindustrie in Deutschland. Dabei ist es richtig,\r\nProduktionsprozesse auf Basis von kohlenstoffarmem Wasserstoff nicht grundsätzlich\r\nauszuschließen. Die Einführung des Konzeptes sowie die Untermauerung mit konkreten Maßnahmen,\r\nwie beispielsweise eine öffentliche Beschaffung nachhaltiger Produkte, muss nun dringend\r\nbeschleunigt werden. Auch für weitere Branchen sollten perspektivisch Leitmärkte etabliert werden.\r\nImpressum\r\nBundesverband der Deutschen Industrie e.V. (BDI)\r\nBreite Straße 29, 10178 Berlin\r\nwww.bdi.eu\r\nT: +49 30 2028-0\r\nLobbyregisternummer: R000534\r\nRedaktion\r\nCara Bien\r\nReferentin Energie- und Klimapolitik\r\nT: +49 30 2028-1727\r\nC.Bien@bdi.eu\r\nBDI Dokumentennummer: D 1896"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009317","regulatoryProjectTitle":"Kein pauschales PFAS-Verbot","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/80/25/324142/Stellungnahme-Gutachten-SG2406240238.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Evonik-Position zum PFAS-Beschränkungsvorschlag\r\nDas Dossier zur Beschränkung per- und polyfluorierter Alkylsubstanzen (PFAS) sieht ein\r\npauschales umfassendes Verbot der Herstellung, der Verwendung und des Inverkehrbringens von mehr als 10.000 unterschiedlichen PFAS oberhalb bestimmter Konzentrationsgrenzen vor.\r\nDer Beschränkungsvorschlag enthält grundsätzliche, zeitlich nicht begrenzte Ausnahmen lediglich für Wirkstoffe in Pflanzenschutzmitteln, Biozidprodukten und Arzneimitteln. Darüber\r\nhinaus gibt es eine Reihe an zeitlich begrenzten Ausnahmen/Anwendungen, für die Übergangszeiträume von bis zu 13,5 Jahren vorgeschlagen werden.\r\nAnwendungen von PFAS in der chemischen Industrie wurden bei dem Beschränkungsvorschlag nicht im Detail betrachtet. Das bedeutet, dass im Ausnahmenkatalog wichtige für die\r\nchemische Industrie vorgesehene Stoffe etwa als Zwischenprodukte oder Hilfsstoffe für die\r\nHerstellung von Chemikalien, aber insbesondere auch die Verwendung von PFAS in Anlagenbauteilen (z.B. in Dichtungen oder Beschichtungen) nicht aufgenommen sind. Befristete\r\nAusnahmen von 1,5 bis 13,5 Jahren berücksichtigen Entwicklungszeiträume für Substitute\r\nnicht in ausreichendem Maße.\r\nDie vorgesehenen pauschalen Verbote hätten fatale Auswirkungen auf die Industrieproduktion in allen Branchen, für die Planungssicherheit, die Innovationsfähigkeit in Hochtechnologie-Anwendungen und auf die ökologische Transformation. Denn ohne mit PFAS ausgerüstete Anlagen wird diese nicht möglich sein. Nur mit Hilfe dieser Anlagen kann Evonik Produkte herstellen, die z. B. zentraler Bestandteil von Batterien, Windkraftanlagen, oder für die\r\nWasserstoffwirtschaft sind.\r\nLösungsvorschläge:\r\n- Kein generelles Verbot der gesamten Stoffgruppe, sondern differenzierte Betrachtung\r\n(stoffbezogen und risikobasiert). Die Verwendung von PFAS kann gegenüber alternativen Verfahren oder Stoffen Vorteile hinsichtlich Energieverbrauch, Umweltschutz,\r\nAnlagensicherheit oder Arbeitssicherheit bieten. Herstellung, Produktion und Verwendung solcher Stoffe müssen in der EU weiterhin möglich sein.\r\n- Bei der Bewertung von Alternativen ist daher ein ganzheitlicher Ansatz erforderlich,\r\nvor allem, ob die Alternativen vergleichbar effizient und sicher sind.\r\n- Die Verwendung von Fluorpolymeren in Anlagen einschließlich erforderlicher Ersatzteile sollen vollständig von der Beschränkung ausgenommen werden, damit Anlagen\r\nweiter sicher und effektiv betrieben werden können. Dazu zählen vor allem:\r\no Generelle Ausnahmen für Verschleiß- und Wartungsmaterial wie z.B. Dichtungen oder unkritische Komponenten wie Auskleidungen und Armaturen. PFASProdukte können extremen Bedingungen (u.a. hohen Temperatur- und Druckdifferenzen, Beständigkeit gegenüber Säuren und Laugen) widerstehen und hierbei dauerhaft ihre Funktions- und Leistungsfähigkeit behalten.\r\no Generelle Ausnahmen für Flammschutz in sensiblen Bereichen: Aus sicherheitstechnischen Gründen müssen bestimmte Bauteile mit Flammschutzmitteln ausgerüstet sein. Eine Beschränkung darf nicht dazu führen, dass Brandschutzvorschriften oder Auflagen von Versicherungen nicht eingehalten\r\nwerden können.\r\no Erweiterung des Ausnahmenkatalogs von Stoffen und Produkten, die bisher\r\nnicht substituierbar sind. Ausnahmen auch für Vorstufen, Hilfsstoffe und Zwischenprodukte.\r\nWas wären die Konsequenzen bei einer „Zwangs-Substitution“ durch den Beschränkungsvorschlag?\r\nBei einer Umsetzung des vorliegenden PFAS-Beschränkungsvorschlags und dem damit einhergehenden Verbot von PFAS z.B. PTFE, PVDF oder vergleichbaren Inliner-Werkstoffen\r\nwären die betriebsbewährten und optimierten technischen Lösungen für den sicheren Betrieb\r\nvon Produktionsanlagen in vielen Fällen nicht mehr umsetzbar. Die Betriebsgenehmigung\r\nbasiert auf verschiedenen strikten gesetzlichen Vorgaben für Anlagen- und Arbeitssicherheit\r\nsowie Emissions- und allgemein Umweltschutz. Zu nennen sind hier z.B. TA-Luft, fire-safe,\r\nSeveso-III, IED sowie die „Betriebsbewährtheit für PLT-Schutzeinrichtungen“. Nach heutigem\r\nStand lassen sich diese gesetzlichen Grundlagen (z. Bsp. wegen erhöhter diffuser Emissionen) mit den auf dem Markt befindlichen Substituten oft nicht einhalten.\r\nHier müssten in einem kritischen Zeitraum mögliche Substitutionswerkstoffe für alle dargestellten Anwendungen/Komponenten produktionsreif entwickelt werden. Aus der Erfahrung\r\nbraucht dies ungefähr 15 Jahre.\r\nDer vorliegende PFAS-Beschränkungsvorschlag schadet somit dem Industriestandort Europa mit seiner Innovationskraft, da er die Produktion in Industrieanlagen in Europa nicht\r\nmehr möglich macht. Währenddessen produzieren baugleiche Anlagen in den USA, China\r\nund weiteren globalen Märkten weiter.\r\n\r\nAnlage 1: Warum Fluorpolymere essenziell für die Umsetzung der Ziele des EU GreenDeals sind\r\nIm Gegensatz zu kurzkettigen Fluorverbindungen, von denen einzelne Vertreter als gesundheitsgefährdend einzustufen sind und die über viele Jahrzehnte z.B. als Löschschäume weltweit Einsatz fanden – was zu einer breiten Verteilung dieser Substanzen geführt hat – sind\r\ndie langkettigen Fluorpolymere anerkannt als „PLCs“ („Products of low concern“). Dieses\r\nPrädikat erhalten nur diejenigen Kunststoffe, die die dreizehn Stoffkriterien der OECD erfolgreich bestanden haben und von denen folgerichtig keine Gefahr für Lebewesen oder Tiere\r\nausgeht. Seitens der ECHA wird den Fluorpolymeren lediglich über deren Persistenz, sprich\r\n„Langlebigkeit, Unverwüstlichkeit“, ein gewisses Gefahrenpotenzial zuerkannt.\r\nFluorpolymere für Zukunftstechnologien:\r\nGrüner Wasserstoff, hergestellt durch Elektrolyse von Wasser mittels Strom aus Windenergie und Photovoltaik, ist unerlässlich für das Erreichen der EU-Green Deal Ziele. Von ihm\r\nhängt es ab, ob die Abkehr von den fossilen Energieträgern gelingen wird. Die Beständigkeit\r\nvon Fluorpolymeren in den Elektrolysezellen ist die Voraussetzung für das Funktionieren der\r\nAnlagen. Unverzichtbare Komponenten: die Membran der Elektrolysezellen, die gasdichten,\r\nchemieresistenten Dichtungen sowie die Schlauchleitungen. Viele unverzichtbare Komponenten werden aus Fluorpolymeren gefertigt. Nur sie können den aggressiven Reaktionsbedingungen auf Dauer widerstehen. Eine lange Lebensdauer der Anlagen, großzügig ausgelegte Wartungsintervalle und hohe Stromausbeuten sind die erfreulichen Konsequenzen.\r\nIn der E-Mobilität sind Fluorpolymere unverzichtbar. PVDF hat sich als das ideale Bindemittel für Anode und Kathode in den Batterien der Elektroautos bewährt. Allein dieser Anwendung ist es zu verdanken, dass PVDF die höchste Wachstumsquote aller Fluorkunststoffe in\r\nden letzten fünf Jahren erreichen konnte.\r\nBei der Fertigung von Halbleitern für die Chipproduktion können nur Reinstwasser bzw.\r\nReinstchemikalien eingesetzt werden. Eine Verunreinigung durch beispielsweise Metall-Ionen würde die empfindliche Halbleitereigenschaft des Siliziums sofort zerstören. Deshalb ist\r\ndie Chipfertigung, wie sie in Deutschland vor allem in Sachsen etabliert ist, eine Industrie, die\r\nausschließlich in Fluorpolymeren stattfindet. Vor allem die Hochreinversionen von PFA haben sich hier im Chemikalienbereich bewährt. PVDF wird für die Versorgung der Produktionsanlagen mit Reinstwasser eingesetzt. Ohne Fluorpolymere gibt es keine Halbleiterindustrie.\r\nFür den Betrieb von Geräten der Halbleiterindustrie, z.B. von Mobiltelefonen, sind Fluorpolymere unerlässlich: Die Leiterplatten aus Fluorpolymeren erlauben eine dichteste Anordnung\r\nan Elektronikkomponenten, wodurch die Handys zu wahren ‚Großrechnern‘ im Taschenformat geworden sind. Unproblematisch ist auch, wenn das Handy mal ins Wasser fällt. Dank\r\nFluorpolymeren kann es eine halbe Stunde im Schwimmbad in drei Meter Tiefe verbringen,\r\nohne dass es Schaden nimmt.\r\n\r\nAnlage 2: Welche Auswirkungen die Beschränkung von Fluorpolymeren auf das Gesundheitssystem hätte am Beispiel der Lipidproduktion von Evonik\r\nDie Beständigkeit von PFAS gegenüber Säuren als auch Laugen, oder gegenüber polaren\r\nsowie unpolaren Lösemitteln ist unabdingbar für die Herstellung von hochreinen Arzneimitteln. Evonik als Hersteller muss sicherstellen, dass es keine Verunreinigung in den Endprodukten (Hilfs- oder Wirkstoffen) gibt. Ähnlich wie bei den oben beschriebenen Verunreinigungen bei der Halbleiterproduktion könnten Verunreinigungen in dem Produkt die Arzneiwirkung verändern und schlimmstenfalls die Lebewesen (Tiere oder Menschen) schädigen.\r\nDie europäischen und amerikanischen Regularien der Gesundheitsbehörden sind hier sehr\r\nstrikt. Sollten Bauteile aus z.B. PTFE oder PFA ausgewechselt werden, muss Evonik sicherstellen, dass die Ersatzmaterialien zum einen eine GMP/FDA-Zulassung haben und gegen\r\nalle eingesetzten Chemikalien beständig sind (= mindestens gleichwertiger Ersatz). Die Fluorpolymere haben sich weit verbreitet, weil ihre Eigenschaften besser sind als alle Alternativen wie z.B. EPDM, NBR, Silikon, Kautschuk. Die auf dem Markt befindlichen Substitute sind\r\nnicht so beständig (z. Bsp. EPDM), die Gefahr der Leckrate ist höher (diffuse Emissionen\r\nmüssen nach der TA Luft ausgeschlossen werden) oder die Reinheitsanforderungen können\r\nnicht eingehalten werden (Graphit).\r\nBeispiel einer Anlage: Die gerade eröffnete Lipid Launch-Anlage in Hanau.\r\nIn Hanau wurde im Frühjahr 2023 eine Lipid Launch Anlage eröffnet. Lipide können unter anderem für die mRNA-Technologie verwendet werden. Ohne Lipide kann beispielsweise der\r\nmRNA-Impfstoff gegen Covid19 nicht verimpft werden. Evonik ist hier im Jahre 2021 mit\r\nBioNTech eine Kooperation eingegangen.\r\nDas Beispielfoto aus der Lipid Launch Anlage in Hanau\r\nzeigt, wo in den Anlagenteilen Fluorpolymere verwendet werden. Zwischen den Glas-Apparaten sind PTFEDichtungen eingebaut. Als Substitut wäre bisher in Teilaspekten EPDM möglich, welches aber bei unpolaren\r\nLösemitteln (z.B. Alkane oder Ether) nicht beständig\r\nist. Die Handarmaturen sind mit PFA, die Rohrleitungen mit PTFE ausgekleidet, weil bei rein metallischen\r\nBauteilen eine Beständigkeit gegen die Vielzahl der\r\nverwendeten Säuren oder Laugen nicht gegeben wäre.\r\nFluorpolymere sorgen dafür, dass die TA-Luft-Vorgaben eingehalten werden und die Produkte hochrein und\r\nfrei von Verschmutzungen sind.\r\nAußerhalb der EU, z.B. in Tippecanoe (USA), wo Evonik im Frühjahr 2023 eine große Lipid-Anlage eröffnet\r\nhat, dürfte diese Anlage inklusive der verbauten PFAS\r\nweiter betrieben werden.\r\nSeite 5 von 6\r\n[internal]\r\nAnlage 3: Welche Auswirkungen das PFAS-Verbot für die Produktionsanlagen von\r\nEvonik hätte\r\nBeschichtungen\r\nZahlreiche Produkte und Technologien wären heute ohne Silane nicht denkbar. Denn bereits\r\nkleinste Mengen sorgen dafür, Materialien zu verbinden, die sonst nicht verbindbar wären\r\nund Stoffe durch eine geeignete Oberflächenbeschichtung voneinander zu trennen. Dadurch\r\nlassen sich außerordentlich große Effekte erzielen. Evonik stellt Silane her, die für den sogenannten grünen Reifen genutzt werden. Die grünen Reifen mit Silica/ SIlane-System von\r\nEvonik sparen Treibstoff/ Energie dank ihres geringen Rollwiderstands. Zugleich halten sie\r\ndas Auto sicher auf der Fahrbahn – auch bei extremem Wetter.\r\nWürde PFAS komplett beschränkt, könnten Silane bei Evonik nicht mehr hergestellt werden.\r\nIn der Produktion von Silanen werden unter anderem die Technologie der HCl-Desorptionen\r\n() eingesetzt. Bei der Herstellung von Silanen wird Salzsäure gebraucht, die aus dem Produktionsverbund einer anderen Anlage genutzt und vorher aufbereitet werden muss. In\r\nDesorptionen wird gezielt Salzsäure-Gas bei Temperaturen bis 160°C erhitzt und bis zu 6\r\nbar Druck genutzt. Mit den PFAS-haltigen Beschichtungen kann man der anspruchsvollen\r\nVerarbeitung von der Säure gerecht werden. Und damit eben auch der Arbeitssicherheit,\r\ndem Umweltschutz, den hohen Anforderungen an die Anlagen.\r\nDie erforderlichen Betriebsbedingungen von\r\nbis zu 160°C (bei bis zu 6 bar) unter Berücksichtigung der Einsatzstoffe (Salzsäure stark\r\nkonzentriert sowie reines Salzsäuregas) erfordern heute den Einsatz von PFAS haltigen\r\nWerkstoffen wie z.B. PTFE, PFA, PVDF etc.\r\ndie als Inliner zum Einsatz kommen.\r\nAlternative Werkstoffe (z.B. Kunststoffe) sind schlechter in ihrer chemischen Beständigkeit\r\noder stoßen, gemäß heutigem Stand der Technik, an prozesstechnische Grenzen. Einige Alternativstoffe sind beim Temperarturwechsel benachteiligt.\r\nRohrleitungen\r\nAuch im Bereich der Rohrleitungen haben sich die chemische und thermische Beständigkeit\r\nmit den guten Dichtheitseigenschaften von PFAS-Werkstoffen bewährt. Im Bereich der Dichtungstechnik von Armaturen z.B. werden die gesetzlich geforderten hohen Dichtheitsanforderung von ≤ 10-4 mg/s*m an diffuse Emissionen (≤ PN40, ≤ 200°C) meist nur unter dem Einsatz von PTFE-Dichtungen erreicht.\r\nPFAS-Polymere wie z.B. PTFE werden vornehmlich für die Abdichtung von Rohrleitungen,\r\ninnerhalb von Flanschverbindungen, Armaturenspindeln, Pumpen, Auskleidungswerkstoff,\r\nKolonnen und Behältern eingesetzt Somit kann die Anzahl der Flansche und damit auch das\r\nRisiko der Leckage verringert werden.\r\n\r\nZusammenfassend kann festgestellt werden, dass die PFAS- oder Fluorpolymere als Dichtwerkstoff aktuell vielfach die alleinige technische Lösung für die Abdichtung umweltgefährlicher aggressiver Chemikalien gegen unkontrollierten Austritt bleiben. Gemäß heutigem\r\nStand der Technik ist für eine Vielzahl von Materialien PFAS-haltige Dichtungen zwingend\r\nzur Einhaltung der TA-Luft erforderlich.\r\nAlternative Dichtungswerkstoffe decken nach aktuellem Sachstand, wenn überhaupt, nur\r\nTeilbereiche der thermischen als auch chemischen Beständigkeit ab, sind teils nicht weiter\r\nerprobt und bergen Gefahren aufgrund von fehlender Betriebsbewährung.\r\nFrüher: Stahl mit Inliner Heute: GfK mit geschweißtem Inliner"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009318","regulatoryProjectTitle":"Geplante POP-Nominierung der DG Umwelt der Europäischen Kommissionen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/11/66/324144/Stellungnahme-Gutachten-SG2406240221.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"On behalf of Silicones Europe, a sector group of the European Chemical Industry Council (Cefic), I am\r\nreaching out to bring your attention to an issue that we believe might have a significant impact on UPMKymmene and your sector more broadly.\r\nOn 14 June 2023, the European Commission confirmed its intention to nominate the critical silicone\r\nmonomers Octamethylcyclotetrasiloxane (D4), Decamethylcyclopentasiloxane (D5) and\r\nDodecamethylcyclohexasiloxane (D6) under the UN Stockholm Convention on Persistent Organic\r\nPollutants.\r\nThe Stockholm Convention has the objective of eliminating the manufacture and use of substances listed therein. D4, D5 and D6 are critical monomer intermediates, mainly used to produce silicone polymers, which have essential applications in many key sectors including yours. In the pulp and paper sector, silicone polymers are used, for example, in antifoam and defoamer solutions, ensuring high performance thanks to their unique properties such as thermal stability and anti-adhesion. A POP nomination would impact the availability of silicone polymers, essential components of many of the products you sell, and therefore represents a serious risk for your company.\r\nWe understand that the goal pursued by the European Commission is to ban the direct use of D4, D5 and D6 in personal care products, which account for less than 2% of the total applications and are already regulated via targeted restrictions under the EU REACH Regulation. On the other hand, a POP nomination would seriously endanger the production of silicone polymers, representing over 98% of the uses of these substances. The Stockholm Convention is a disproportionate regulatory tool, which would have an unjustified impact on critical global value chains. We believe such a decision should be made on both a sound scientific basis and socio-economic understanding of the impact on the European economy, which currently is not justified.\r\nWe are currently advocating towards the European Commission to avoid a POP nomination to maintain a continued use of D4, D5 and D6 in polymer production. We believe that it is important to build a broad\r\ncoalition of support from industry stakeholders. Therefore, we are asking you to join us in our advocacy\r\nefforts. There are a number of ways that you can help, for example by contacting the European Commission and your national authorities to express your concerns about the proposed POP nomination, providing information about the importance of silicone polymers (and thus D4, D5 and D6) to your business, your industry and to the European economy.\r\nThe European Commission has not carried out thorough assessments that would be essential before\r\ninitiating such a measure, and is dangerously overlooking the potential consequences of a POP nomination.\r\nFor this reason an impact assessment is being carried out by an independent consultant of the potential impacts, and we would welcome any relevant information you could provide. Hence, we would be delighted to further discuss with you how to coordinate efforts to ensure that silicones keep bringing value to UPM-Kymmene and driving innovation in the pulp and paper sector.\r\nWe look forward to hearing back from you and thank you in advance for the crucial support you will offer. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Verteidigung (BMVg)","shortTitle":"BMVg","url":"https://www.bmvg.de/de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV) (20. WP)","shortTitle":"BMUV (20. WP)","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009319","regulatoryProjectTitle":"Rechtliche Sicherheit bzgl. der regulatorischen Klassifizierung von GVM hergestellter Fermentationsprodukte","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d1/c4/324146/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260008.pdf","pdfPageCount":14,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Europäische Produktion vor dem Aus!\r\n• Problematisierung technisch unvermeidbarer\r\nRest DNA (rDNA) seit 2020 auf EU-Ebene\r\n“Null-Toleranz-Regelung” gefährdet\r\nFermentationsprodukte aus der EU\r\n• Belgien, Frankreich & Deutschland tendieren\r\nzum “Null-Toleranz”\r\n• Null-Toleranz-Ansatz ist wissenschaftlich völlig\r\nunfundiert - rDNA inaktiv & absolut unbedenklich\r\n• Biotechnologie hätte in Europa keine Zukunft\r\nZukunftsgerichtete,\r\ninternational\r\nwettbewerbsfähige\r\nRahmenbedingungen für die\r\nBiotechnologie - Jetzt!"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0009320","regulatoryProjectTitle":"Erfüllung der Berichtspflichten im Rahmen CBAM","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a8/f7/324148/Stellungnahme-Gutachten-SG2406260006.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"CBAM – Ein Praxisbericht\r\nEvonik ist ein weltweit führendes Unternehmen der Spezialchemie. Der Konzern ist in über\r\n100 Ländern aktiv und erwirtschaftete 2023 einen Umsatz von 15,3 Mrd. € und ein Ergebnis\r\n(bereinigtes EBITDA) von 1,66 Mrd. €.\r\nStand der Umsetzung:\r\nDie Frist für den ersten CBAM-Bericht der Unternehmen wurde auf den 31.01.2024 festgelegt.\r\nDie Veröffentlichung der CBAM-Verordnung mit den entsprechenden Berichtsanforderungen\r\nund Standardwerten für CBAM-Waren erfolgte Mitte 2023.\r\nEnde Dezember 2023 wurde die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) als zuständige\r\nStelle für die Umsetzung von CBAM in Deutschland benannt. Der Zugang zum CBAMÜbergangsregister wurde von der DEHSt erst im Januar 2024 ermöglicht. Entsprechend\r\nkonnten vor Fälligkeit des ersten Berichts die Implementierungsfragen nicht abschließend\r\ngeklärt werden.\r\nIm Übergangsregister des CBAM auf europäischer Ebene kam es zudem häufig zu\r\nBetriebsstörungen. Das System war nicht betriebsbereit und wies diverse IT- Fehler auf.\r\nAls nächste Hürde der Umsetzung gilt, dass ab 01.07.2024 keine Standardwerte der EU für\r\ndie CO2-Emissionen der CBAM-Waren verwendet werden dürfen, sondern die erforderlichen\r\nDaten und Informationen von den Lieferanten ermittelt werden müssen. Die Lieferanten nutzen\r\ndafür ein standardisiertes Excel-Tool der EU und stellen die Daten dem importierenden\r\nUnternehmen zur Verfügung. Um den Anforderungen gerecht zu werden, wird der Lieferant\r\nwiederum häufig Daten von seinen Sublieferanten ermitteln müssen. Erste eher negative\r\nErfahrungen mit der Lieferantenbefragung konnten bereits 2023 gesammelt werden.\r\nWorkflow im Unternehmen:\r\nMit Veröffentlichung der CBAM-Verordnung (Mitte 2023) startete der interne workflow um zu\r\nermitteln, welche Anforderungen der Gesetzgeber stellt und wie diese abteilungsübergreifend\r\nzu erfüllen seien. Beteiligt waren Einkauf, Energiemanagement und Zollabteilung. Zur\r\nVorbereitung des Berichts waren 30 interne Meetings mit Beteiligung von bis zu 10 Personen\r\nerforderlich, um im ersten Schritt zu ermitteln, welche der erforderlichen Daten die\r\nverschiedenen unternehmensinternen IT-Systeme bereits zur Verfügung stellen können.\r\nDarüber hinaus mussten zusätzliche Berichtsstrukturen / Datensätze geschaffen werden.\r\nAufgrund der angespannten wirtschaftlichen Lage konnten keine erweiterten personellen oder\r\nexternen Ressourcen hinzugezogen werden. Diese Arbeitsleistung musste on top zu den\r\nregulären Aufgaben erfüllt werden, d.h. eine weitere Arbeitsverdichtung aufgrund von neuen\r\nBerichtspflichten.\r\n2\r\nDie ersten Erfahrungen aus den Lieferantenbefragungen, waren sehr zeitintensiv und\r\nüberwiegend negativ. Um die Anforderungen des weitgehend unbekannten CBAM zu erklären,\r\nwurde von Seiten der Importeure viel Aufklärungs- und Schulungsarbeit bei den Lieferanten\r\ngeleistet, zum Teil wurden die Daten als geheim angesehen oder konnten nicht bereitgestellt\r\nwerden, da insbesondere bei kleineren und mittelständischen Lieferanten keine Ressourcen\r\nfür die Datenermittlung vorhanden sind.\r\nDas Ergebnis unseres CBAM-Berichtes für das 4. Quartal 2024 ist ernüchternd:\r\n• Es wurden drei Positionen vermerkt: Stahlbehälter, Stahlrohre, Probe eines\r\nDüngemittels\r\n• Gesamte CO2-Emissionen: 2,11257 Tonnen\r\n• Gesamter Warenwert: 3152,37 € (eine Ware hatte einen Wert von 150,16 € wegen der\r\neinzurechnenden Logistikkosten)\r\nBereits für diese Kleinstmengen war das vollständige CBAM-Berichtswesen notwendig. Die\r\nenorme bürokratische Belastung steht in keinem Verhältnis zum Nutzwert, d.h. den ermittelten\r\nCO2-Emissionen. Wir sehen dringenden Handlungsbedarf beim Gesetzgeber.\r\nDringender Handlungsbedarf:\r\nWir schlagen aufgrund der Verhältnismäßigkeit von Berichtspflicht und Nutzen folgende\r\nVereinfachungen vor, die möglichst bis zum 01.07.2024 in Kraft zu setzen ist:\r\nZur Vereinfachung des Berichtswesens sind zwei Maßnahmen dringend erforderlich:\r\n1) Anhebung des Schwellenwerts für berichtspflichtige Warenpositionen.\r\n• Der Einfuhrwert sollte über 15.000,00 €, inklusive Anpassung der Indexierung\r\nan die Inflation liegen\r\n• oder das Gewicht der Einfuhrware sollte 5,000 Tonnen überschreiten.\r\n2) Standardisierte Emissionswerte sollten auch nach 30.06.2024 zur Anwendung\r\nkommen.\r\n• Importeur sollte überlassen werden, ob die EU-Standardwerte genutzt werden\r\noder ggf. günstigere Emissionswerte der Waren bei den Lieferanten ermittelt\r\nwerden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-06-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012534","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung der Industrieemmissionsrichtlinie in deutsches Recht als 1:1-Umsetzung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/15/a7/360855/Stellungnahme-Gutachten-SG2409270114.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Forderungen im Rahmen der Umsetzung der Industrieemissionsrichtlinie in deutsches Recht\r\n\r\n•\tWir als Evonik fordern eine unbürokratische 1:1 Umsetzung, eine maximale Ausnutzung europarechtlicher Möglichkeiten, keine nationalen Verschärfungen (s. Bund-Länder-Pakt), die Ausnahmetatbestände gem. Art. 15 Abs 4 ff IED müssen vollständig in deutsches Recht umgesetzt werden.\r\n•\tAnforderungen an das Umweltmanagementsystem müssen konsistent zu denen der bisherigen Systeme sein. Es dürfen keine Parallelsysteme mit zusätzlichem Aufwand entstehen. Die Prüfung des UMS seitens Behörde muss sich auf die Vorlage des Zertifikats (bspw. ISO 14001) beschränken.\r\n•\tVollständige Übernahme der Übergangsvorschriften aus Art. 2a der IED\r\n•\tZeitnahe Umsetzung neuer BVT-Schlussfolgerungen mit entsprechend langer Übergangsfrist. Betreiber brauchen Planungsvorlauf bei der Umsetzung. \r\n•\tBei der Festlegung von Emissionsgrenzwerten und Umweltleistungsgrenzwerten muss die Verhältnismäßigkeit gewahrt bleiben. Art. 15 Abs 3 IED darf nicht automatisch den strengsten Wert bei der nationalen Umsetzung ansetzen.\r\n•\tWir fordern, dass nur neue BVT Schlussfolgerungen in den Anwendungsbereich der neuen IED 2.0 fallen.\r\n•\tDie Überprüfung eines „Umweltleistungsrichtwert“ obliegt der Behörde und nicht eines externen Gutachters. Das wäre ein guter Schritt zum Bürokratieabbau.\r\n•\tCross-Media Effekte müssen bei den Vorgaben zu Umweltleistungs(grenz-)werten berücksichtigt werden.\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-08-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012535","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung der CSRD in deutsches Recht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2c/a7/360857/Stellungnahme-Gutachten-SG2409300192.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Evonik ist eines der weltweit führenden Unternehmen der Spezialchemie. Die zuverlässige und transparente Berichterstattung von Nachhaltigkeitsthemen hat einen hohen Stellenwert für uns. Ab dem Geschäftsjahr 2024 werden wir nach den Vorgaben der „Corporate Sustainability Reporting Directive“ (CSRD) berichten. \r\nDie Vorgaben der CSRD belasten berichtspflichtige Unternehmen stark. Die Umsetzung in deutsches Recht darf diese Belastung nicht weiter steigern. Um dies sicherzustellen, muss die Umsetzung zeitnah erfolgen und darf keine zusätzlichen Verschärfungen mit sich bringen (siehe auch „Position zur Umsetzung der CSRD in deutsches Recht“ im Anhang. \r\nEine solche sehen wir in der geplanten Aufstellungslösung für den (Konzern-)Lagebericht im European Single Electronic Format (ESEF) gemäß §§ 289g und 315e HGB-E. Wir plädieren für die Beibehaltung der sog. Offenlegungslösung, wie sie bereits in \r\n§ 328 HGB verankert ist und dafür, die Aufstellungslösung nicht einzuführen. Statt der im Regierungsentwurf vorgesehenen Einführung der §§ 289g und 315e HGB-E wäre darüber hinaus lediglich der Nachhaltigkeitsbericht thematisch in die Aufzählung von § 328 Abs. 1 HGB aufzunehmen. \r\n\r\nPosition zur Umsetzung der CSRD in deutsches Recht\r\nEvonik ist eines der weltweit führenden Unternehmen der Spezialchemie. Wirtschaftlicher Erfolg und nachhaltiges Handeln gehören für uns untrennbar zusammen. Vor diesem Hintergrund hat die zuverlässige und transparente Berichterstattung von Nachhaltigkeitsthemen einen hohen Stellenwert für uns. Ab dem Geschäftsjahr 2024 werden wir nach den Vorgaben der „Corporate Sustainability Reporting Directive“ (CSRD) berichten. \r\nDie Vorgaben der CSRD belasten berichtspflichtige Unternehmen stark. Die Umsetzung \r\nin deutsches Recht durch das Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2464 (CSRD)  darf diese Belastung nicht weiter steigern. Um dies sicherzustellen, muss die Umsetzung fristgerecht erfolgen. Gleichzeitig darf die Umsetzung in deutsches Recht keine zusätzlichen Verschärfungen gegenüber der CSRD mit sich bringen. Eine solche sehen wir in der geplanten Aufstellungslösung für den (Konzern-)Lagebericht im European Single Electronic Format (ESEF) gemäß §§ 289g und 315e HGB-E. \r\n\r\nVorschlag einer Aufstellungslösung beruht auf einer uneinheitlichen Übersetzung\r\nEvonik lehnt die vorgesehene sog. „Aufstellungslösung“ für den (Konzern-)Lagebericht ab und spricht sich ausdrücklich für die Beibehaltung der Offenlegungslösung aus. \r\nDer Begriff \"prepare\" wurde nicht durchgängig mit \"erstellen\" übersetzt. Die im Regierungsentwurf vorgesehene Aufstellungspflicht für (Konzern-)Lageberichte im ESEF als einzige richtlinienkonforme Option sehen wir daher als Ergebnis uneinheitlicher Übersetzung bei der Umsetzung der EU-Richtlinie in nationales Recht an. Hätte der EU-Gesetzgeber den Akt der Freigabe durch den Vorstand (Aufstellung) gemeint, hätte man unseres Erachtens den Begriff „authorised“ in der englischen Version der CSRD verwenden müssen. Darüber hinaus scheint es, nach unseren Informationen, keine einheitliche Umsetzung innerhalb der EU zu geben, was der angestrebten EU-weiten Harmonisierung widerspricht.\r\n\r\nAufstellungslösung ist nicht umsetzbar\r\nDie Aufstellungslösung würde die betroffenen Unternehmen massiv belasten, ohne einen Nutzen für die Adressaten zu stiften und birgt immense Nachteile, wie die Abhängigkeit von der verwendeten Software und die fehlende Möglichkeit einer Korrektur von technischen Fehlern im ESEF. Da der Jahres- und Konzernabschluss im Gegensatz zum (Konzern-)Lagebericht nicht im ESEF, sondern schriftlich aufzustellen ist (§ 245 HGB-E), liegt auch ein Medienbruch in den Aufstellungsformaten von Jahres- und Konzernabschluss einerseits und (Konzern-)Lagebericht andererseits vor, der die prozessuale Umsetzung insgesamt erschwert.\r\nEine Aufstellung und Prüfung rein elektronischer Dateien im ESEF (anstatt gedruckter Dokumente) ist für Vorstand und Aufsichtsrat deutlich aufwändiger als bisher, da sich die Mitglieder der Gremien nicht nur inhaltlich, sondern auch technisch mit dem Format des (Konzern-)Lageberichts auseinandersetzen müssten. Die rechtlichen Risiken für die Mitglieder des Vorstands würden steigen, wenn sich die Versicherung der gesetzlichen Vertreter auch auf ESEF erstrecken würde. Wir halten es für unzumutbar, eine Versicherung auf Informationen, die nur maschinenlesbar aber nicht menschenlesbar sind, abgeben zu müssen.\r\nIm Rahmen der Unternehmensberichterstattung bieten PDF-Dokumente den Vorteil, dass der Dokumentinhalt unabhängig vom gewählten Ausgabegerät identisch dargestellt wird – im Gegensatz zum ESEF, bei dem die Wiedergabe von der verwendeten Software abhängt. Dies ist auch für die Aktionäre bei der Hauptversammlung wichtig, denen gemäß § 176 Absatz 1 AktG die Unternehmensberichte zugänglich gemacht werden müssen. Ein bloßes Bereitstellen der (Konzern-)Lageberichte im ESEF, während andere Dokumente in PDF verfügbar sind, wäre für die Aktionäre voraussichtlich nicht akzeptabel.\r\nEin weiterer Nachteil der Aufstellungslösung besteht darin, dass es keine Möglichkeit gibt, technische Fehler im ESEF zu korrigieren und damit der inhaltlich richtige (Konzern )Lagebericht insgesamt fehlerhaft wäre. Dies würde die Erstellung einer neuen ESEF-Datei erfordern sowie vor der Offenlegung eine erneute Aufstellung durch Vorstand und eine erneute Prüfung durch Abschlussprüfer und Aufsichtsrat. Durch den späteren Zeitpunkt der Aufstellung besteht die Gefahr, dass gegebenenfalls weitere eingetretene Ereignisse noch im (Konzern-)Lagebericht zu berücksichtigen sind, um Auswirkungen auf den Bestätigungsvermerk des Abschlussprüfers zu vermeiden. \r\nWir sehen darüber hinaus einen Konflikt zur zehnjährigen Aufbewahrungspflicht gemäß § 257 HGB, da das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik HTML als Format für die Langzeitarchivierung ausdrücklich nicht empfiehlt. Für PDF-Dateien dagegen gibt es spezifizierte Anforderungen zur Erfüllung der Langzeitarchivierung (PDF/A).\r\nAlternative zur Aufstellungslösung \r\nWir plädieren daher ausdrücklich für die Beibehaltung der sog. Offenlegungslösung, wie sie bereits in § 328 HGB verankert ist und die Aufstellungslösung nicht einzuführen. Statt der im Regierungsentwurf vorgesehenen Einführung der §§ 289g und 315e HGB-E wäre darüber hinaus lediglich der Nachhaltigkeitsbericht thematisch in die Aufzählung von § 328 Abs. 1 HGB aufzunehmen. \r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-09-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012536","regulatoryProjectTitle":"Betriebsausgabenabzugsverbot für Bonds (§ 8 StAbwG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/66/5d/361466/Stellungnahme-Gutachten-SG2410010032.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Anmerkungen zum Betriebsausgabenabzugsverbot des § 8 Steueroasen-Abwehrgesetz u. a. Vorschriften\r\n\r\ndie Wirtschaftsspitzenverbände unterstützen das Ziel, nicht kooperative Steuerhoheitsgebiete zur Umsetzung internationaler Besteuerungsstandards zu bewegen. Das Steueroasen-Abwehrgesetz (StAbwG) versucht dies aber über steuerliche Sanktionierung deutscher Unter-nehmen zu erreichen, u. a. durch das Verbot des Betriebsausgaben- und Werbungskostenab-zugs gemäß § 8 StAbwG und die Quellensteuermaßnahmen gemäß § 10 StAbwG. Erste not-wendige Korrekturen wurden bereits im Rahmen des Jahressteuergesetzes 2022 verabschie-det. Teilweise geht der Gesetzeswortlaut aber nach wie vor über die eigentlich beabsichtigten Folgen hinaus. Dies gilt insbesondere für die Regelung in § 8 Satz 1 StAbwG, die ab dem 1. Januar 2025 greift. Mit Blick auf das bereits weit fortgeschrittene Jahr 2024 möchten wir Sie\r\n2/6\r\ndaher nochmals bitten, eine gesetzliche Anpassung des Betriebsausgabenabzugsverbots ge-mäß § 8 Satz 1 StAbwG entsprechend den folgenden Ausführungen auf den Weg zu bringen.\r\nEbenfalls ist ein Motiv- und Substanztest für humanitäre und wirtschaftlich unabdingbare Ge-schäftsbeziehungen notwendig. Das Betriebsausgabenabzugsverbot (§ 8 StAbwG), die Quel-lensteuerpflicht (§ 10 StAbwG) sowie die erweiterte Mitwirkungspflichten (§ 12 StAbwG) sollten mit einer Bagatellgrenze von 500.000 Euro je Geschäftsfall versehen werden, um nur bedeut-same Fälle zu erfassen.\r\n1. Betriebsausgabenabzugsverbot bei (Rück-)Versicherungsleistungen und Inhaber-schuldverschreibungen\r\n§ 8 Satz 1 StAbwG erfasst nicht nur konzerninterne Geschäftsbeziehungen, sondern auch Ge-schäftsvorgänge zwischen fremden Dritten. Eine missbräuchliche Gestaltung muss nicht explizit vorliegen, es werden vielmehr auch alltägliche Geschäftsvorgänge erfasst.\r\nDie sehr weitgehende Sanktion des Betriebsausgabenabzugsverbots ist für unsere Unterneh-men nicht nachvollziehbar und sollte dringend gesetzlich entschärft werden. Das gilt insbeson-dere für den Fall von (Rück-)Versicherungsleistungen, die ein Versicherer in Deutschland im Versicherungsfall an einen Versicherten in einer Steueroase zahlt, und für Aufwendun-gen/Zinsen für Inhaberschuldverschreibungen und vergleichbare Schuldtitel, die von Kreditinsti-tuten und Unternehmen begeben werden.\r\na. (Rück-)Versicherungsleistungen\r\nRückversicherungsleistungen, die ein Versicherer in Deutschland im Versicherungsfall an einen Versicherten in einer Steueroase zahlt, führen beim Versicherer zu einer Betriebsausgabe, die allerdings anders als eine Versicherungsprämienzahlung in eine Steueroase nicht sanktions-würdig ist.\r\nDer Gesetzgeber hatte daher bereits mit dem Jahressteuergesetz 2022 den ursprünglich eben-falls zu weitgehenden Wortlaut des § 10 StAbwG angepasst und klargestellt, dass nur Versiche-rungs- oder Rückversicherungsprämien der erweiterten beschränkten Steuerpflicht und Quel-lensteuer unterliegen. Versicherungsleistungen (Schadenszahlungen etc.) führen hingegen nicht zur Gefahr, dass Steuersubstrat in Steueroasen verlagert wird, und sollen deshalb nicht erfasst werden.\r\nKonsequent und richtig wäre es u. E. daher, wenn nun im zweiten Schritt auch für die noch schärfere Sanktion des Betriebsausgabenabzugsverbots eine sachgerechte Korrektur erfolgen würde. Anderenfalls entstünde im Übrigen auch ein Wertungswiderspruch, wenn steuerlich un-\r\n3/6\r\nbedenkliche Schadenszahlungen infolge des Betriebsausgabenabzugsverbotes in § 8 StAbwG ab 2025 mit rund 30 % (volle Körperschaft- und Gewerbesteuer) besteuert werden, Prämien-zahlungen in Steueroasen aber lediglich einer Quellensteuer gemäß § 10 StAbwG in Höhe von 15 % unterliegen.\r\nBesonders beachtlich sind in diesem Kontext schließlich auch die sogenannten Wegzugsfälle, in denen der Steuerpflichtige zunächst eine Geschäftsbeziehung ohne Bezug zu einer Steuer-oase eingegangen ist und der Geschäftspartner erst im Nachgang in eine Steueroase verzieht. Im Bereich der Lebensversicherung können Verträge aufgrund gesetzlicher Vorgaben nicht vom Versicherer gekündigt werden. Entsprechend können die steuerlichen Belastungen des Be-triebsausgabenabzugsverbots versicherungsseitig auch nicht durch eine Beendigung der Ge-schäftsbeziehung abgewendet werden.\r\nb. Inhaberschuldverschreibungen und vergleichbare Schuldtitel\r\nBei Inhaberschuldverschreibungen und vergleichbaren Schuldtiteln kann aufgrund der „Anony-mität“ der Inhaber der Wertpapiere nicht festgestellt werden, ob diese in einem „nicht kooperati-ven Steuergebiet“ ansässig sind. Entsprechend wurde bereits durch das Jahressteuergesetz 2022 klargestellt, dass für derartige Schuldtitel kein Quellensteuereinbehalt gemäß § 10 StAbwG in Betracht kommt. Mit dem Anwendungsschreiben vom 14. Juni 2024 wurde zudem konkretisiert, unter welchen Voraussetzungen diese Schuldtitel von dieser Ausnahmeregelung erfasst sind.\r\nDieselbe Problematik stellt sich jedoch auch im Rahmen des Betriebsausgabenabzugsverbotes, welches bislang leider keine (ausdrückliche) Ausnahme vorsieht. Aufgrund der „Anonymität“ der Inhaber ist es auch hier schlichtweg nicht möglich festzustellen, ob aufgrund der Ansässigkeit der Inhaber der Wertpapiere in einem „nicht kooperativen Steuergebiet“ der Betriebsausgaben-abzug zu versagen ist. Da auch das BMF-Anwendungsschreiben hierzu keine Aussage enthält, sollte im Rahmen einer gesetzlichen Anpassung klargestellt werden, dass Inhaberschuldver-schreibungen und vergleichbare Schuldtitel auch vom Anwendungsbereich des Betriebsausga-benabzugsverbots des § 8 Satz 1 StAbwG ausgenommen sind.\r\nEs wäre widersprüchlich, wenn man bei Inhaberschuldverschreibungen und vergleichbaren Schuldtiteln das Vorliegen einer Finanzierungsbeziehung im Sinne des § 10 StAbwG wegen Unmöglichkeit der Bestimmung der Ansässigkeit verneint, dann aber das Betriebsausgabenab-zugsverbot nach § 8 StAbwG zur Anwendung kommen soll.\r\nHinzu kommt, dass von der Regelung neben Emissionen von Banken und Sparkassen sowie Unternehmensanleihen auch Verbriefungen betroffen sind, die ebenfalls in Form von Inhaber-schuldverschreibungen begeben werden. Das Betriebsausgabenabzugsverbot und die daraus\r\n4/6\r\nresultierende Erhöhung der Kosten für die Kapitalaufnahme konterkarieren das Ziel von Bun-desregierung und Europäischer Kommission, Verbriefungen als Element der Kapitalmarktunion und Instrument für die Finanzierung der Transformation der Wirtschaft zu fördern.\r\nPetitum:\r\nMit Blick auf den inzwischen unmittelbar bevorstehenden Anwendungszeitpunkt sollte das Ge-setzgebungsverfahren zum Jahressteuergesetz 2024 genutzt werden, um die ab 2025 zur An-wendung kommende Vorschrift zum Betriebsausgaben- und Werbungskostenabzugsverbot rechtssystematisch korrekt anzupassen. Sowohl Versicherungsleistungen als auch Zinszahlun-gen aufgrund von Inhaberschuldverschreibungen und vergleichbarer Schuldtitel sollten vom Betriebsausgabenabzugsverbot ausgenommen werden. Alternativ könnte auch eine vollständi-ge Streichung des § 8 StAbwG erfolgen. Bereits durch die anderen Maßnahmen des Steueroa-sen-Abwehrgesetzes, das Außensteuergesetz, die globale Mindeststeuer und diverser weiterer Abwehrmaßnahmen wird sichergestellt, dass Geschäftsbeziehungen zu Steueroasen erschwert werden bzw. das deutsche Steuersubstrat nicht gefährdet wird.\r\n2. Substanz-/Motivtest\r\nViele deutsche Unternehmen sind beim weltweiten Auf- und Ausbau von Infrastruktursystemen (Strom, Wärme, Straßen, Schienen- und Tunnel-Systeme etc.) in verschiedenen Staaten der Welt aktiv und tragen hierdurch zur wirtschaftlichen, gesellschaftlichen und sozialen Entwick-lung dieser Gebiete bei. Dieses Engagement kann aus logistischen und wettbewerbsspezifi-schen Gründen bzw. wegen des erforderlichen Schutzes von Knowhow nicht immer (vollstän-dig) durch Tochtergesellschaften im Zielland ausgeübt werden. Vielmehr müssen ausländische Projekte unter hohem Einbezug der deutschen Muttergesellschaft in Zusammenarbeit mit lokal ansässigen Unternehmen vor Ort durchgeführt werden. Darüber hinaus sind viele weitere Un-ternehmen entweder mittelbar entlang der Wertschöpfungskette, aber auch unmittelbar betrof-fen, wenn sie Dienstleistungen zur Unterstützung ihrer realwirtschaftlichen Aktivitäten in diesen Staaten in Anspruch nehmen. Dieses wirtschaftlich wie politisch wünschenswerte Engagement deutscher Unternehmen sollte nicht durch das Steueroasen-Abwehrgesetz behindert werden. Es wäre daher sinnvoll, diese Geschäftsaktivitäten durch einen Substanztest vom Steueroasen-Abwehrgesetz auszunehmen.\r\nGleiches gilt für das Engagement von Unternehmen, die die Versorgung der Bevölkerung mit Pharma- und HealthCare-Produkten sicherstellen (eingeschlossen sind dabei notwendigerweise auch die logistischen Dienstleistungen). Sowohl aus rechtlichen, aber auch aus humanitären Gründen müssen bzw. wollen diese Unternehmen ihrer Verantwortung gerecht werden und Wa-ren und Dienstleistungen auch weiterhin der dortigen Bevölkerung zur Verfügung stellen – auch\r\n5/6\r\nwenn diese Länder vom Gesetzgeber als Steueroase identifiziert werden. Auch hier sollten ent-sprechende Geschäftsaktivitäten im Rahmen eines Motivtests ausgenommen werden.\r\nPetitum:\r\nFür realwirtschaftliche Vorgänge sollte anhand eines Substanztests die Möglichkeit zur Entas-tung bestehen. Soweit sich Unternehmen aus humanitären, ethischen oder gesellschaftlichen Gründen in einer Steueroase engagieren, sollten diese Tätigkeiten ebenfalls anhand eines Mo-tivtests ausgenommen werden können.\r\nAus Vereinfachungsgründen sollte eine de-minimis-Grenze von 500.000 Euro bei Geschäftsak-tivitäten mit externen Dritten im Rahmen der §§ 8, 10, 12 StAbwG geschaffen werden. Hier-durch würde sichergestellt, dass Bagatell-Sachverhalte nicht unter das Steueroasen-Abwehrgesetz fallen und deutsche Steuerpflichtige nicht unverhältnismäßig belastet werden.\r\n3. Angepasste Mitwirkungspflichten\r\nDie im Falle der Anwendbarkeit des StAbwG ausgedehnten Mitwirkungspflichten bei konzernin-ternen Transaktionen sind aus Sicht unserer Unternehmen nicht nachvollziehbar und über-schreiten das angemessene Maß. Bereits jetzt liegen der Finanzverwaltung alle relevanten In-formationen gemäß dem Anforderungskatalog des §12 StAbwG vor und sind im „Local File“ der Transferpreisdokumentation enthalten.\r\nPetitum:\r\nFür Unternehmen sollten Erleichterungen bei den Mitwirkungspflichten geschaffen werden, wenn eine entsprechende Transferpreisdokumentation vorliegt.\r\nSehr gerne stehen wir Ihnen für Rückfragen und einen weiteren fachlichen Austausch zur Ver-fügung.\r\nMit freundlichen Grüßen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012537","regulatoryProjectTitle":"Definition von systemdienlichen Elektrolyseuren ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7a/94/360859/Stellungnahme-Gutachten-SG2409300215.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\nStellungnahme Definition von systemdienlichen Elektrolyseuren\r\nRegionen, die erst spät an Importrouten des H2-Kernnetzes angeschlossen werden, müssen den Wasserstoffbedarf aus lokaler (verbrauchsnaher) Erzeugung decken Dies gilt insbe-sondere für Baden-Württemberg und Südbaden. Das Konsortium teilt die Bewertung der fünf Bundesländer (Baden-Württemberg, Hessen, Saarland, Rheinland-Pfalz und Nordrhein- Westfalen), dass Elektrolyseure nicht nur im Norden, sondern auch im Süden systemdienlich sind. Gemeinsam mit dem Wasserstoffrat der Bundesregierung sehen wir den Ausbau der inländischen Wasserstoff-Erzeugung in Deutschland derzeit als gefährdet an. Weitere Ausschreibungen/Fördermittel sind erforderlich, um das 10 GW-Ziel der Wasserstoffstrategie erreichen zu können. \r\nAuf der Abnehmerseite sollten Anreize gesetzt werden, die höheren Preise für erneuerbaren Wasserstoff (auch nach gezielter Förderung der Produktion) zu tragen. \r\nDer Zeitdruck wächst: Können Elektrolyseure nicht vor 31.12.2027 in Betrieb gehen, greift die strenge Additionalität des DA RED II, was die Stromkosten der Elektrolyseure und die Wasserstoffkosten erhöht; gehen die Elektrolyseure gar erst nach 03.08.2029 in Betrieb, erhöhen sich die Wasserstoffkosten noch weiter um die dann fälligen Netzentgelte (wenn die  Bundesnetzagentur (BNetzA) die aktuelle Befreiung nicht verlängert oder eine andere Regelung einführt). \r\nFördermittel für Elektrolyseure \r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz will „systemdienliche  Elektrolyseure“ auf Basis §96 Nr. 9 WindSeeG fördern. Gemäß des Haushaltsentwurfs ist die Umsetzung vorgesehen. Der Förderrahmen ist jedoch noch nicht konkretisiert. \r\n•\tDie schnelle Vorlage und Umsetzung des Förderprogramms “systemdienliche Elektrolyseure” auf Basis §96 Nr. 9 WindSeeG für nationale Wasserstoffziele ist unerlässlich. \r\n•\tElektrolyseure im Süden Deutschlands müssen als systemdienlich und damit  förderfähig anerkannt werden. \r\n•\tEine zum Elektrolyserförderprogramm kombinierbare OPEX Förderung wäre notwendig. \r\nDie Ausschreibung über die European Hydrogen Bank (EHB) einschließlich der 350 Millionen Euro, die auf Deutschland entfallen, ist ein erster Schritt. Die Ergebnisse zeigen deutlich, dass deutsche Projekte, gegenüber Projekten auf der Iberischen Halbinsel, nicht konkurrenzfähig sind. Viele deutsche Projekte, wie z.B. auch Projekte im H2Cluster SüdWest, wurden aufgrund des sehr geringen Ceiling Preises der EU-Auktion (0,48 €/kg) ausgeschlossen, da diese nur ein Maximalgebot von 1,44 €/kg (3-facher Ceiling Preis) abgegeben durften. \r\n•\t>> Erneutes deutsches Budget für die kommenden Ausschreibungen (Q4/2024) der  European Hydrogen Bank erforderlich. \r\n•\tDie Höchstgrenze für das nationale Budget sollte nicht auf Basis der EU-Ergebnisse limitiert werden.\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-08-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012538","regulatoryProjectTitle":"Verlängerung der Stromnetzentgelt-Verordnung (§ 19 Abs 2 Satz 1 u 2 StromNEV) ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/38/ed/360861/Stellungnahme-Gutachten-SG2409300198.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Anforderungen und Anpassungsvorschläge an eine Fortentwicklung der individuellen\r\nNetzentgelte im Elektrizitätsbereich (Reform von § 19 Abs. 2 StromNEV)\r\n\r\nKernbotschaften\r\n⬢ Individuelle Netzentgelte (insbesondere die Bandlastregelung) haben eine hohe\r\nBedeutung für die internationale Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie. Die\r\nangekündigte Übergangsregelung hin zu einer Folgeregelung muss daher langfristig\r\nausgelegt sein, um die betroffene stromintensive Industrie nicht wirtschaftlich zu\r\nüberfordern.\r\n⬢ Die zukünftige Entlastungsregelung muss praxistauglich ausgestaltet sein und\r\nUnternehmen eine angemessene Planbarkeit bieten. Dies umfasst angemessene\r\nToleranzschwellen, ausreichende Reaktionszeiten sowie die Nutzbarkeit auch für\r\nUnternehmen ohne eigenen Zugang zum Spotmarkt.\r\n⬢ Die BNetzA-Überlegungen bezüglich einer Nachfolgeregelung sehen einen\r\n„systemdienlichen“ Flexibilitätsanreiz vor, der jedoch eng auf das kurzfristige\r\nVerbrauchsverhalten in Bezug auf den Spotmarkt fokussiert. Dieser Ansatz sollte\r\ndeutlich weiter gefasst werden und auch die gesamte arbeits- und kapazitätsbezogene\r\n„Energiewendekompetenz“ von Letztverbrauchern mittels einer Entgeltentlastung\r\nwürdigen.\r\n⬢ Flexibilitätspotenziale der chemisch-pharmazeutischen Industrie sind äußerst\r\nheterogen und durch technische und wirtschaftliche Faktoren beschränkt. Um für\r\nalle Betroffenen auch im zukünftigen System eine äquivalente Entlastungswirkung zu\r\ngewährleisten, sind neben individuellen Entlastungstatbeständen deshalb auf politischer\r\nSeite auch allgemeine Netzentgeltentlastungen umzusetzen. Ein weiterer Anstieg\r\nder Netzentgelte für die Industrie muss wirksam vermieden werden.\r\n\r\nHinweis: Die vorliegende Stellungnahme kommentiert im Schwerpunkt die Überlegungen\r\nder BNetzA hinsichtlich der Reform der Industrienetzentgelte. Flexibilitätspotenziale und -\r\nhemmnisse der chemisch-pharmazeutischen Industrie sowie die konkreten Fragen der\r\nBNetzA werden in einem separaten Papier näher erläutert. Der VCI weist jedoch darauf\r\nhin, dass diese aufgrund der großen Heterogenität der Branche als Verband allenfalls\r\nallgemein beantwortet werden können. Er regt gegenüber der BNetzA eine gesonderte\r\nAbfrage unter betroffenen Industrieunternehmen zu Flexibilitätsoptionen und -hemmnissen\r\nmit ausreichendem zeitlichen Vorlauf an.\r\n\r\nStatus Quo: Bedeutung individueller Netzentgelte für die Industrie\r\nAngesichtsdesAuslaufensderStromnetzentgeltverordnung(StromNEV)bis spätestens 31.\r\nDezember 2028 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) eine Neuregelung des Systems der\r\n„Sondernetzentgelte“ im Strombereich am 24. Juli 2024 mit der Konsultation des Papiers\r\n„Eckpunkte zur Fortentwicklung der Industrienetzentgelte im Elektrizitätsbereich“\r\neingeleitet.\r\nDie BNetzA strebt bereits ab 2026 eine Nachfolgeregelung von § 19 Abs. 2 Satz 1 und Satz\r\n2 StromNEV in Form einer behördlichen Festlegung an.DerProzess soll bis Ende 2025 mit\r\ndem Erlass einer Festlegung abgeschlossen werden. LautAussagen derBNetzA sowie der\r\nBundesregierung sollen bestehendeVereinbarungen über individuelleNetzentgelte zwarab\r\n2026 nicht unmittelbar ihre Wirkung verlieren. Vielmehr sind „hinreichende\r\nÜbergangsfristen“ für Letztverbraucher vorgesehen, „die eine Umstellung ihrer Produktion\r\nund die Realisierung von Flexibilitätspotentialen in einem angemessenen\r\nÜbergangszeitraum“ ermöglichen1.\r\nDer Reformvorschlag sieht insbesondere ein Ende der „Bandlastregelung“ nach Satz 2\r\nvor, die für die stromintensive Industrie (neben der „Atypik“ nach Satz 1) eine große\r\nBedeutung hat.Die Regelung gestehtVerbrauchern mit hoher, gleichförmigerNetznutzung\r\nund einer jährlichen Mindeststromabnahme von 10 GWh eine Netzentgeltreduktion um\r\nmaximal 80 bis 90 % zu – abhängig von den erreichten Jahresvollbenutzungsstunden (ab\r\n7.000 bis 8.000 Vollbenutzungsstunden) sowiedemindividuellen „physikalischen Pfad“ zum\r\nnächsten grundlastfähigen Kraftwerk bzw. Netzknotenpunkt.\r\nDie Entlastung mittels individueller Netzentgelte ist damit wirtschaftlich äußerst\r\nbedeutsam und weiterhin grundsätzlich netztechnisch sachgerecht:\r\n⬢ Die wirtschaftliche Bedeutung individueller Netzentgelte für die energieintensive\r\nIndustrie ist insbesondere angesichts der in den letzten Jahren stark gestiegenen\r\nStromnetzentgelte nicht von der Hand zu weisen.\r\n⬢ Von 2023 auf 2024 verdoppelte sich das durchschnittliche Übertragungsnetzentgelt\r\nvon 3,12 ct/kWh auf 6,43 ct/kWh. Mit einem Investitionsbedarf von über 460 Mrd.\r\nEUR für den Netzausbau bis 2045 zur Integration der fluktuierenden Erneuerbaren\r\nEnergien werden die Netzentgelte in den kommenden Jahren voraussichtlich sogar\r\nnoch weiter ansteigen.\r\n⬢ Das Entlastungsvolumen der betroffenen Industrie wird 2024 voraussichtlich bei\r\ndeutlich über 1 Milliarde EUR liegen, wobei die individuelle Entlastungssumme pro\r\n1 Eckpunktepapier_24072024.pdf (bundesnetzagentur.de), S. 8 Abnahmestelle bei der Bandlastprivilegierung im Durchschnitt im niedrigen\r\nzweistelligen Millionenbereich liegt.\r\n⬢ Ein ersatzloser Wegfall oder deutlicher Rückgang der Netzentgeltreduktion\r\nhätte erhebliche und negative Folgen für die betroffene Industrie. Die Steigerung\r\nder Netzentgelte (im Extremfall um Faktor 5 bis 10 zzgl. etwaiger weiterer Anstiege!)\r\nwürde die Stromkosten eklatant in die Höhe treiben und damit die ohnehin schwierige\r\nLage der Energieintensiven im internationalen Wettbewerb weiter verschärfen . Die\r\nnotwendige Elektrifizierung von Prozessen würde dadurch ausgebremst und Carbon\r\nLeakage mit der Abwanderung energieintensiver Produktion zunehmen. Die Folgen\r\nmachen sich bereits heute bei Unternehmen bemerkbar, die konjunkturell bedingt die\r\nSchwelle von 7.000 Vollbenutzungsstunden verfehlen.\r\n⬢ Das individuelle Netzentgelt wurde ursprünglich eingeführt, um netzdienliches,\r\nstabilisierendes Verbrauchsverhalten in einem von Grundlastkraftwerken dominierten\r\nStromsystem anzureizen.\r\n⬢ Mit dem zunehmenden Anschluss volatiler und dezentraler Einspeiser wächst im\r\nZuge der Energiewende auch die Belastung der Netze, woraus primär der\r\nNetzausbaubedarf und damit einhergehende Netzausbau- und\r\nEngpassmanagementkosten entstehen. Damit steigt auch der Flexibilitätsbedarf im\r\nSystem – etwa in Form von Speichern, steuerbaren Backup-Kraftwerken oder\r\nDemand Side Management.\r\n⬢ Zugleich weist der VCI darauf hin, dass ein gleichmäßiges Abnahmeverhalten\r\n(Bandlast) als Pendant zur Mindesterzeugung im Stromsystem nach wie vor einen\r\nnetzdienlichen Effekt hat, der zur Senkung oder Vermeidung der Erhöhung der\r\nNetzkosten beiträgt. Denn plötzliche Leistungsspitzen industrieller Abnehmer wären\r\nauch zum aktuellen Stand der Energiewende wenig förderlich für einen\r\nkosteneffizienten Netzbetrieb, vor allem wenn dadurch Netzengpässe entstehen.\r\nDarüber hinaus ist eine gleichförmige Stromabnahme nicht per se systemschädlich,\r\nsondern aufgrund ihrer verlässlichen Präsenz im Netz eine Voraussetzung dafür,\r\ndass überhaupt jederzeit systemdienliche Flexibilität angeboten werden kann.\r\n⬢ Selbst wenn die netzdienliche Bedeutung der Bandabnahme im Laufe der Zeit sinkt,\r\nkann sie zumindest nicht wie im Eckpunktepapier dargestellt als „netzschädlich“\r\nbezeichnet werden, da sie sehr kalkulierbar ist. Sie sollte daher langfristig zwischen\r\neiner netzdienlichen flexiblen Abnahme und einer netzschädlichen unflexiblen und\r\nschwer kalkulierbaren Netznutzung (wie der volatilen EE-Einspeisung) eingeordnet\r\nwerden.\r\n⬢ Die BNetzA hat mit dem „physikalischen Pfad“ eine Systematik etabliert, um diesen\r\nkostensenkenden Effekt zu quantifizieren, indem fiktive Leitungskosten vom\r\nNetzanschlusspunkt des Letztverbrauchers zur nächsten geeigneten\r\nStromerzeugungsanlage oder Netzknotenpunkt berechnet und den allgemeinen\r\nNetzentgelten gegenübergestellt werden. Sofern sich hierbei eine\r\nKostenvermeidung ergibt, ist es weiterhin sachgerecht, ein individuelles\r\nNetzentgelt zu gewähren. Andernfalls bestünde die Gefahr, dass sich\r\nIndustriebetriebe tatsächlich zunehmend über z.T. erheblich günstigere\r\nDirektleitungen versorgen, wodurch ihr Beitrag zu den allgemeinen Netzkosten\r\nentfiele und die Belastung anderer Netznutzer steigen würde. Bereits heute zahlen\r\nviele Betriebe deutlich mehr Netzentgelt als nach dem physikalischen Pfad berechnet\r\nwurde.\r\n⬢ Es wird vor diesem Hintergrund begrüßt, dass bei der geplanten Revision der\r\nBandlastprivilegierung nach Aussage der BNetzA zumindest ein längerer\r\nÜbergangszeitraum gelten soll. Ebenso ist es positiv, dass auch die\r\nBundesregierung in ihrem Wachstumspaket bekräftigt, dass für Unternehmen bei\r\ndenen ein flexibler Stromverbrauch nicht möglich ist „eine beihilfekonforme\r\nVerlängerung der Regelungen gemäß § 19 Absatz 2-Satz 1 bzw. Satz 2 der\r\nStromNEV“ vorgenommen bzw. Maßnahmen ergriffen werden sollen, die die\r\nentsprechende Entlastungswirkung verlängern. Dieses Vorhaben muss dringend\r\nweiter konkretisiert werden, um schnell Planbarkeit zu ermöglichen.\r\n⬢ Angesichts des späteren Auslaufens der StromNEV (erst Ende 2028) sieht der VCI\r\nprinzipiell keine zwingende Notwendigkeit dafür, dass die BNetzA die Reform ohne\r\nEU-rechtlichen Grund bereits um drei Jahre auf Anfang 2026 vorzieht. Um die\r\nbetroffene Industrie nicht zu überfordern, plädiert der VCI daher dafür, die\r\nvorgesehene Übergangsregelung längerfristig, d.h. über 2030 hinaus,\r\nauszugestalten. Ideal wäre aus Sicht des VCI eine Entfristung und\r\nWeiterentwicklung der bisher bis Ende 2025 befristeten Regelung BK4 -22-089,\r\nda diese eine Flexibilisierung ermöglicht, ohne dass Unternehmen ohne\r\nsignifikantes Flexibilisierungspotenzial benachteiligt und potenziell aus\r\nDeutschland verdrängt werden.\r\n⬢ Da mit dem fortschreitenden Kohleausstieg geeignete Kraftwerke schrittweise\r\nentfallen, würde die aus dem physikalischen Pfad resultierende Entlastung der\r\nBandlastprivilegierung ohnehin allmählich auslaufen. Mindestens sollte im\r\nRahmen der angedachten Übergangsregelung jedem Letztverbraucher ein\r\njährliches Wahlrecht eingeräumt werden, ob er die bestehende (über 2030\r\nhinaus verlängerte) Regelung nutzen möchte oder die Nachfolgeregelung.\r\nKommentierung der Reformüberlegungen\r\n\r\nDas Eckpunktepapier schlägt einen „systemdienlichen“ Flexibilitätsanreiz vor. Mit\r\ndiesem soll künftig das individuelle Strombezugsverhalten eines Letztverbrauchers in Zeiten\r\nbesonders hoher bzw. besonders niedriger Strompreise betrachtet werden. Eine Entlastung\r\nbei den Stromnetzentgelten soll erfolgen, sofern der Netznutzer in diesen Zeiten erheblich\r\nvon seiner individuellen Abnahme im Jahresdurchschnitt abweicht. Dieser Ansatz baut auf\r\ndem Zeitfenstersystem der derzeitigen befristeten „Flexibilitätsfestlegung“ auf (Festlegung\r\nzur Anpassung und Ergänzung von Voraussetzungen für die Vereinbarung individueller\r\nNetzentgelte für den Netzzugang, BK4-22-089, Ziffern 4 und 5), die zum 31. Dezember 2025\r\nausläuft.\r\nDie BNetzA argumentiert mit dem Ansatz der Folgeregelung und ihrer Kritik der\r\nBandlastprivilegierung primär aus Sicht der „Systemdienlichkeit“. „Als systemdienlich wird\r\ndabei ein Netznutzungsverhalten angesehen, das sich positiv auf die Kosten der\r\nEnergieversorgung insgesamt oder auf die Kosten eines stabilen Netzbetriebs auswirkt“.\r\n\r\nSo sei die Residuallast durch die Energiewende volatiler geworden. Eine stetige Abnahme\r\nhabe dadurch überwiegend keinen Nutzen mehr im Hinblick auf Netzkostensenkungen oder\r\nNetzstabilität und könne engpassverschärfend wirken. Starres Abnahmeverhalten\r\nverhindere zudem die EE-Marktintegration und verursache durch marktbedingte\r\nAbregelungen Ineffizienzen im System.\r\nDie BNetzA benennt bereits einige mögliche Risiken und Kritikpunkte der Folgeregelung,\r\ndie an dieser Stelle aus Sicht des VCI kommentiert und ergänzt werden:\r\n⬢ Auswirkungen auf bisher entlastete, stromintensive Letztverbraucher\r\n⬢ Der VCI weist darauf hin, dass nachfrageseitige Flexibilitätspotenziale in der\r\nchemischen Industrie äußerst heterogen und nur eingeschränkt und unter\r\nbestimmten Voraussetzungen vorhanden sind (sh. separate Stellungnahme\r\n„Flexibilitätspotenziale und -hemmnisse der chemisch-pharmazeutischen Industrie“\r\nfür eine detaillierte Erläuterung). Nicht alle stromintensiven Verbraucher sind\r\ntechnisch und wirtschaftlich in der Lage, dem Stromsystem Flexibilitäten zur\r\nVerfügung zu stellen. Aufgrund der großen Diversität an Produkten, Prozessen und\r\nVerbundsystemen unterscheiden sich auch die Flexibilitätspotenziale und\r\nHerausforderungen je nach betroffenem Prozess und Verbundeffekten sehr stark.\r\nZudem reduziert sich mit flexibler Abnahme in vielen industriellen Prozessen die\r\nEnergieeffizienz und hat damit einen aus Energiewendesicht negativen Effekt.\r\n⬢ Es ist daher davon auszugehen, dass aus Sicht des VCI in der neuen\r\nEntlastungssystematik deutlich weniger Unternehmen einen Anspruch auf ein\r\nreduziertes Netzentgelt hätten, wie bereits die nach wie vor geringe Nutzung der\r\noben genannten Flexibilitätsfestlegung BK4-22-089 verdeutlicht. Gerade\r\nUnternehmen, deren Flexibilisierungspotenziale schon heute nahezu ausgeschöpft\r\nsind oder die keine technischen Potenziale aufweisen, sind somit dem Risiko\r\nmassiver Kostensteigerungen ausgesetzt.\r\n⬢ Ohne ein System mit äquivalenter Entlastungswirkung sind demnach erhebliche\r\nnegative Folgen für die Wettbewerbsfähigkeit der Strompreise zu erwarten. Diese\r\neigentlich netzregulatorische Reform käme somit einem massiven Eingriff in die\r\nIndustrie- und Standortpolitik gleich. Ein Wegfallen großer industrieller Verbraucher\r\nhätte wiederum einen Anstieg der Netzkosten für weitere Verbraucher zur Folge.\r\n⬢ Neben behördlich geregelten individuellen Netzentgelten hält der VCI daher mit Blick\r\nauf die hohen Energiekosten der Industrie ergänzende allgemeine\r\nEntlastungsmaßnahmen für geboten, die von der Bundesregierung politisch\r\numzusetzen sind. Hier sind z.B. die Übernahme von Engpassmanagementkosten\r\nin den Bundeshaushalt oder zumindest die zeitliche Streckung von Netzkosten\r\nmittels Amortisationskonto als sinnvolle Maßnahmen zu nennen. Die Ankündigung\r\nder Bundesregierung im Rahmen des Wachstumspakets entsprechende\r\nMaßnahmen vorzulegen, wird ausdrücklich begrüßt.\r\n\r\nEs wäre im Hinblick auf die aktuelle angespannte wirtschaftliche Situation und zur Erhöhung der\r\nPlanungssicherheit überaus wichtig, dass die BNetzA ihre Maßnahmen eng mit den\r\nAnkündigungen der Bundesregierung abstimmt und zur Verbesserung der\r\nRahmenbedingungen gerade für die Energieintensiven in Deutschland beiträgt.\r\n⬢ Um weitere Belastungen zu vermeiden, muss der bewährte Mechanismus der\r\nWälzung der Entlastungsbeträge über die §19 Abs. 2 StromNEV-Umlage inklusive\r\nder bestehenden Entlastungsmöglichkeiten von der Umlage auch im neuen System\r\nbeibehalten werden.\r\n⬢ Zu enger Fokus der Systemdienlichkeit auf marktliche Aspekte:\r\n⬢ Das durch Hoch- und Niedrigpreise „systemdienlich“ angereizte Abnahmeverhalten\r\nfokussiert vor allem auf marktliche Aspekte und ist nicht automatisch mit\r\nNetzdienlichkeit gleichzusetzen. Wie die BNetzA bereits feststellt, können\r\nEngpasssituationen regional sehr unterschiedlich auftreten. Kommt es zum Beispiel\r\nbei niedrigen bundesweiten Strompreisen lokal zu einer geringen EE -Einspeisung,\r\nkann ein Anreiz zur Lastaufnahme sogar lokale Engpässe auslösen, die Netzentgelte\r\ndurch neue Lastspitzen gegenüber dem vorgelagerten Netz erhöhen bzw.\r\nMehrkosten beim Netzausbau verursachen, gerade in industriell geprägten Netzen.\r\n⬢ Den Kritikpunkten der BNetzA, dass eine stetige Abnahme ohne Wert für das Netz\r\nsei und ein starres Abnahmeverhalten die EE-Marktintegration behindere, stellt der\r\nVCI entgegen, dass die Integration von Erneuerbaren Erzeugern in den Strommarkt\r\nvor allem eine marktorientierte Zielsetzung der Energiewende ist, die nicht zwingend\r\nzu effizientem Netzausbau und Netznutzung beiträgt. Aus netzwirtschaftlicher Sicht\r\nkann der unkoordinierte Zubau von EE-Anlagen sogar Engpässe verschärfen\r\nund Netzkosten erhöhen. Dem sollte beim Ausbau auch durch lokale Integration von\r\nSpeichertechnologien entgegengewirkt werden.\r\n⬢ Zudem erscheint ein reiner Fokus auf das individuelle Abnahmeverhalten in\r\nBezug auf Spotmärkte zu eng, um das volle Potenzial an „systemdienlichem“\r\nNetznutzungsverhalten zu realisieren, das sich positiv auf die Gesamtkosten der\r\nEnergieversorgung oder die Kosten eines stabilen Netzbetriebs auswirkt.\r\n⬢ Daraus ergibt sich die Notwendigkeit, das Marktpreissignal um ein\r\nNetzzustandssignal zu ergänzen: In Situationen, in denen aufgrund des\r\nMarktpreises eine Erhöhung der Stromentnahme angereizt wird, muss der\r\nNetzbetreiber die Möglichkeit haben, ein Hochfahren zu untersagen, sofern es\r\ndadurch zu Problemen und Instabilitäten im Netz kommen würde.\r\n⬢ Zugleich darf eine solche Untersagung einer geplanten flexiblen Reaktion dem\r\nLetztverbraucher nicht negativ angerechnet werden und den Zugang zur\r\nNetzentgeltentlastung versperren, da die potenziell entstehende Netzproblematik\r\nnicht in seiner Einflusssphäre liegt. Unabhängig davon sollte ein System zur\r\nflächendeckenden Signalisierung des Netzzustandes kurzfristig entwickelt und\r\nzunächst auf Ebene der Übertragungsnetzbetreiber implementiert werden.\r\n⬢ Betrachtung von Flexibilität in beide Richtungen\r\n⬢ Je nach Anforderung des Marktes bzw. des Stromsystems zu einem bestimmten\r\nZeitpunkt haben sowohl eine Erhöhung als auch eine Senkung des Strombezugs aus\r\ndem Netz eine positive Wirkung, Daher müssen beide Optionen gleichberechtigt\r\nzu einer Entlastung führen.\r\n⬢ Demgegenüber darf aber eine symmetrische Erbringung von Flexibilität in beide\r\nRichtungen keine Voraussetzung für die Entlastung sein – dadurch würde\r\nFlexibilitätspotenzial in der Industrie verschenkt, weil Umfang, Dauer und Möglichkeit\r\nzu Hoch- oder Herunterfahren in Abhängigkeit vom jeweiligen Prozess sehr\r\nunterschiedlich ausgeprägt sein können.\r\n⬢ Referenzwertbestimmung anhand aktueller Situation\r\n⬢ Die Überlegungen der BNetzA gehen dahin, dass ein Letztverbraucher dann als\r\nflexibel betrachtet wird, wenn sein Abnahmeverhalten erheblich von seinem\r\n„durchschnittlichen“ Bezug abweicht. Laut Eckpunktepapier ist dabei ein wesentlicher\r\nParameter der Lastgang des Letztverbrauchers über das Jahr.\r\n⬢ Es sollte klargestellt werden, dass der Referenzwert, von dem aus die Abweichung\r\nermittelt wird, tendenziell durch eine kurzfristige Betrachtung vor dem\r\nZeitpunkt/Zeitraum, in dem eine flexible Laständerung erfolgt, ermittelt wird.\r\nDies ist insbesondere auch dadurch erforderlich, da sich bei erfolgreicher\r\nFlexibilisierung längerfristig ein gänzlich anderes als das „durchschnittliche“\r\nAbnahmeverhalten ergibt.\r\n⬢ Auch bei typischen Bandlastkunden schwankt im Jahresverlauf die Last durchaus\r\nstärker, so dass ein langfristiger Durchschnitt nur sehr begrenzt aussagekräftig ist.\r\nZudem bedingt die Betrachtung des Marktpreises am Spotmarkt eine kurzfristige\r\nBetrachtungsweise – für die Wirkung einer flexiblen Laständerung ist die\r\n„Ausgangslast“ unmittelbar vor der flexiblen Reaktion entscheidend, um eine\r\nsinnvolle Wirkung auf das Stromsystem auszuüben. Hier kann die Vorgabe der\r\nFlexibilitätsfestlegung (BK4-22-089) als Beispiel dienen, die als Referenzwert die\r\nStromabnahme unmittelbar vor Beginn eines Zeitfensters vorsieht.\r\n⬢ Sicherheitsvorkehrungen zur Vermeidung von Unsicherheiten\r\n⬢ Soweit Unternehmen in Zukunft ihren Strombezug anpassen und flexibles\r\nLastverhalten umsetzen, steigt dadurch die Unsicherheit: Jahrzehntelang\r\neingespielte technische hoch vernetzte, integrierte und rückintegrierte Prozesse\r\nmüssen verändert, interne Betriebsabläufe angepasst bzw. sogar komplett neu\r\nstrukturiert (ohne dass dadurch eine Tonne Produkt mehr produziert würde) und\r\nMitarbeiter neu geschult werden. Damit steigt neben dem nicht unerheblichen\r\nfinanziellen und logistischen Aufwand das Risiko, dass bestimmte Grenzwerte\r\nverfehlt werden oder Zeitfenstergrenzen unbeabsichtigt überschritten werden.\r\n⬢ Sollten solche minimalen Überschreitungen unmittelbar zum Verlust der Entlastung\r\nführen, wäre das ein starker Anreiz für Unternehmen, erst gar keine Schritte zur\r\nFlexibilisierung zu unternehmen. Angesichts der oben dargestellten Bedeutung der\r\nSondernetzentgelte für die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie müssen diese Risiken\r\nabgemildert werden.\r\n⬢ Das könnte – je nach Ausgestaltung einer zukünftigen Regelung – durch Einführung\r\nvon Toleranz- oder Karenzzeiten oder -schwellen erfolgen, oder etwa durch eine\r\nzeitanteilige Betrachtung, die sicherstellt, dass bei einer Zielverfehlung nicht die\r\nEntlastung für ein ganzes Kalenderjahr, sondern nur für die betroffene Periode\r\nwegfällt.\r\n⬢ Lastspitzen als Flexibilitätshemmnis in allgemeiner Netzentgeltsystematik\r\n⬢ Laut Eckpunktepapier wird die BNetzA „auch die aktuelle allgemeine\r\nNetzentgeltsystematik einer Prüfung unterziehen und ggf. erforderliche Reformen\r\nvornehmen“. Der VCI weist darauf hin, dass die Netzentgeltberechnung in der\r\nIndustrie vor allem auf dem Leistungspreisanteil basiert. Dies führt dazu, dass\r\nkurzzeitige Lastspitzen im Jahresverlauf zu einem deutlichen Anstieg der\r\nNetzentgelte führen können. Schon heute ist dies ein entscheidendes\r\nwirtschaftliches Hemmnis für die Flexibilitätserbringung, völlig unabhängig\r\ndavon, ob ein Unternehmen die Regelung der intensiven Netznutzung in Anspruch\r\nnimmt oder nicht.\r\n⬢ Auch dies ist ein Grund für die geringe Inanspruchnahme der Flexibilitätsfestlegung\r\nBK4-22-089, bei der Lastspitzen zwar nicht bei der Berechnung der 7.000\r\nVollbenutzungsschwelle berücksichtigt wurden, dafür aber bei der Berechnung der\r\nregulären Netzentgelte, auf der das individuelle Netzentgelt basiert. Der VCI stimmt\r\nzu, dass die freiwillige Flexibilitätserbringung nicht regulatorisch verhindert werden\r\ndarf. Höhere Lastspitzen aufgrund der (negativen) Flexibilitätserbringung\r\ndürfen daher nicht im Rahmen der regulären Netzentgeltberechnung\r\nberücksichtigt werden.\r\n⬢ Ausreichend Reaktionszeit ermöglichen\r\n⬢ Jegliche Signale, die eine flexible Stromentnahmeänderung anzeigen sollen, müssen\r\naus Sicht des Letztverbrauchers mit hinreichendem zeitlichem Vorlauf\r\nbekanntgegeben werden. Dies gilt sowohl für die Ermittlung von Zeitfenstern für\r\nHoch- oder Niedrigpreiszeiten als auch für Signale zum Netzzustand.\r\n⬢ Hierbei ist ein angemessener Ausgleich zwischen dem Bedarf an frühzeitiger\r\nInformation einerseits und möglichst zeitnaher Berücksichtigung der realen\r\nVerhältnisse in Markt und Netz zu schaffen.\r\n⬢ Ungeklärt ist auch die Frage, wie eine flexible Fahrweise der Industrieanlagen mit\r\nBlick auf etablierte Arbeitszeit-, Schicht- und Pausensysteme umgesetzt werden\r\nsoll, ohne gegen arbeits- und tarifrechtliche Vorgaben zu verstoßen.\r\n⬢ Langfristige Planbarkeit ermöglichen\r\n⬢ Die Betrachtung des Lastgangs einer Abnahmestelle über das Jahr intendiert eine ex\r\npost-Betrachtung mit einer ex post-Entlastung. Eine solche Vorgehensweise bietet\r\ngerade den Energieintensiven keine hinreichende Planungssicherheit. Jede\r\nzukünftige Entlastungsregelung muss in angemessenem Rahmen eine ex-ante-\r\nPlanbarkeit gewährleisten, sodass Unternehmen eine Entlastung in der Kalkulation\r\nihrer Produktionskosten berücksichtigen können. Eine reine ex-post-Auszahlung der\r\nEntlastung (vergleichbar mit der Strompreiskompensation) ist dafür ungeeignet. Es\r\nsollte ein System etabliert werden, welches nicht nur bürokratiearm ist, sondern auch\r\nden betroffenen Unternehmen zu jeder Zeit in Jahr hinreichende Planbarkeit bietet.\r\n⬢ Nutzbarkeit der Entlastungsregelung über Dienstleister/Dritte sicherstellen\r\n⬢ Nicht alle stromintensiven industriellen Letztverbraucher verfügen über einen\r\neigenen Zugang zum Spot- oder Intradaymarkt oder verwalten als\r\nBilanzkreisverantwortliche ihren eigenen Bilanzkreis. In vielen Fällen erfolgt der\r\nStrombezug stattdessen über Dritte (Versorger oder Dienstleister), die ggf. auf\r\nAnweisung der Letztverbraucher agieren.\r\n⬢ Es muss in der neuen Regelung sichergestellt werden, dass ein fehlender eigener\r\nZugang zum Spotmarkt kein Ausschlusskriterium für eine Entlastung darstellt und\r\nauch nicht durch praxisferne Vorgaben verhindert wird.\r\n⬢ So waren die Nachweisvorgaben der Flexibilitätsfestlegung BK4-22-089 bis zu\r\neiner nachträglichen Anpassung (BK4-22-089-A01) so restriktiv gestaltet, dass\r\neine Inanspruchnahme ohne eigenen Zugang zum Spotmarkt kaum möglich war.\r\nBei der geplanten Festlegung sollte diese Konstellation von Anfang an\r\nberücksichtigt und praxistauglich ausgestaltet werden.\r\nErweiterung des Entlastungskonzepts\r\nDer bisherige Ansatz der BNetzA, bei der Folgeregelung für Industrienetzentgelte lediglich\r\neine Anpassung des Abnahmeverhaltens in Bezug auf den Spotmarkt zu entlasten, ist zu\r\neng gefasst und lässt andere wichtige Beiträge der Verbraucher außer Acht, die im Rahmen\r\nder Energiewende netz- bzw. „systemdienlich“ sind.\r\nBis der Netzausbau weit genug vorangeschritten ist, schlägt das Eckpunktepapier regionale\r\nAusnahmemöglichkeiten für Netzgebiete vor, in denen eine Reaktion auf Signale am\r\nSpotmarkt engpassverschärfend wirken können (S. 10). „Statt des marktbasierten\r\nSondernetzentgelts könnten alternative Vereinbarungen [mit Netzbetreibern] ermöglicht\r\nwerden, die allein auf ein netzdienliches Verhalten ausgerichtet sind. Beispielsweise könnte\r\nein individuelles Netzentgelt als Gegenleistung für eine explizite Laststeuerung in nerhalb\r\nbestimmter Grenzen auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers vereinbart werden “.\r\nDieser Ansatz sollte aus Sicht des VCI deutlich weiter gefasst und nicht auf bestimmte\r\nRegionen beschränkt werden – auch um eine Benachteiligung einzelner Regionen zu\r\nvermeiden:\r\nAnalog zu den Plänen der BNetzA für Netzbetreiber sollte auch bei Letztverbrauchern die\r\n„Energiewendekompetenz“ als systemdienliches Verhalten honoriert werden. Dieses\r\numfassendere Konzept würdigt die „systemdienlichen“ Bemühungen der Unternehmen zum\r\nGelingen der Energiewende und kann die diversen technischen und wirtschaftlichen\r\nHerausforderungen der Industrie hinsichtlich der nachfrageseitigen Flexibilitätserbringung\r\nbesser berücksichtigen bzw. die unterschiedlichen Potenziale eher adressieren. Es wäre\r\nnicht nachvollziehbar, wenn die Behörde bei Netzbetreibern die „Energiewendekompetenz“\r\nals wichtigen Faktor für Netzbetreiber beschreibt, jedoch bei industriellen Letztverbrauchern\r\nignoriert.\r\nFolgende arbeits- und leistungsbezogene Kriterien sollten dabei gleichberechtigt\r\numfasst werden.\r\n⬢ Arbeitsbezogene Energiewendekompetenz\r\n⬢ Anpassung der Stromabnahme aus dem Netz auf ein Marktpreissignal hin,\r\nentsprechend dem von der BNetzA vorgestellten Ansatz (hier sollte neben dem Day-\r\nAhead-Markt auch der Intradaymarkt berücksichtigt werden).\r\n⬢ Dazu stehen dem Industrieunternehmen grundsätzlich unterschiedliche Optionen\r\nzur Verfügung (z.B. Anpassung der Fahrweise der Produktionsanlagen oder von\r\nKWK-Anlagen, Hochtemperatur-Wärmepumpen, E-Kesseln oder anderen\r\nErzeugungsanlagen)\r\n⬢ Direktinvestitionen in EE-Anlagen / Direktbezug von EE-Strom (z.B. über PPA)\r\n⬢ Kapazitätsbezogene Energiewendekompetenz\r\n⬢ Vorhaltung von Leistung im Rahmen des FSV-SEAL bei gleichzeitiger Anpassung der\r\nRegelung auf die technischen Möglichkeiten der Industrie\r\n⬢ Teilnahme am Regelenergiemarkt und anderen Systemdienstleistungsmärkten,\r\n⬢ Einbeziehung in den Unterfrequenzschutz (UFLA) und\r\n⬢ ggf. die Bereithaltung von Lastreduktionsvermögen als Vorstufe der sog. BDEWKaskade.\r\nWird eine der oben genannten Energiewendekompetenzen erfüllt, sollte ein\r\nSondernetzentgelt für die betroffene Abnahmestelle gewährt werden.\r\nEine Verknüpfung an die bisherige Vollbenutzungsstundenzahl wie bisher ist nicht mehr\r\nnötig. Die Mindestarbeitsmenge darf als Schwelle nicht prohibitiv hoch festgelegt\r\nwerden und sollte keinesfalls über den bisherigen Wert von 10 GWh/a pro\r\nAbnahmestelle hinaus angehoben werden. Auch im Mittelstand bestehen relevante\r\nFlexibilitätspotenziale, die nicht durch übermäßig hohe Schwellenwerte ausgeschlossen\r\nwerden dürfen.\r\nErgänzend wird angeregt, die Aggregation von Abnahmestellen eines Unternehmens\r\nan einem Standort zur Erfüllung der Mindestschwelle zuzulassen, da diese letztlich mit der\r\nSumme ihrer Abnahme- und Einspeisestellen zum Gelingen der Energiewende beitragen\r\nund sowohl als Stromerzeuger als auch als -verbraucher netzdienlich agieren können.\r\nDemnach sollten auch in Chemieparks, die als geschlossene Verteilernetze oder Netze der\r\nallgemeinen Versorgung reguliert werden, Flexibilitäten von KWK-Anlagen mit eigener\r\nMarktlokation für die netzentgeltpflichtigen Abnahmestellen des Chemieparks angerechnet\r\nwerden dürfen, um eine Diskriminierung gegenüber Kundenanlagen zu vermeiden. So\r\nkönnen Unternehmen oder Chemieparkbetreiber mit Eigenerzeugung am Standort\r\nbeispielsweise Netzspitzen ihrer Entnahmestellen durch die parallele Anpassung der\r\nStromeinspeisung aus dem eigenen Kraftwerk entgegenwirken und das Netz so\r\nphysikalisch entlasten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-30"},{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012539","regulatoryProjectTitle":"Senkung der Stromsteuer auf EU-Mindestmaß","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/69/f8/360863/Stellungnahme-Gutachten-SG2409300205.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Doppelte Hürde für die industrielle Transformation: Hohe\r\nStromkosten und abnehmende Versorgungssicherheit\r\nAusgangslage\r\nDie chemische Industrie steht energiepolitisch im Strombereich vor einer doppelten\r\nHerausforderung: Als energieintensive Branche gefährden im internationalen Vergleich hohe\r\nStromkosten die Wettbewerbsfähigkeit bzw. ist diese zum Teil bereits nicht mehr gegeben. 1\r\nZugleich nimmt die nationale Versorgungssicherheit im Zuge des abgeschlossenen\r\nKernkraftausstiegs und des fortschreitenden und bis 2030 geplanten Kohleausstiegs ab, während\r\nsich der Zubau steuerbarer Leistung verzögert. Neben der steigenden Abhängigkeit von\r\nStromlieferungen aus dem Ausland nimmt damit auch das Risiko von Versorgungsunterbrechungen\r\nzu – vor allem in Phasen „kalter Dunkelflauten“ mit sehr niedriger EE-Erzeugung und einem im\r\nKontext der Transformation steigenden Stromverbrauch.\r\nDie Folgen sind bereits heute spürbar: So ging die Chemie- und Pharmaproduktion 2023 um 8\r\nProzent zurück, die Produktion in der Chemie sogar um 11 Prozent. Die Kapazitäten der Branche\r\n1 Vgl. AFRY-Daten für 2022: Agora_Internationale_Strompreisstudi e_AFRY.pdf (agora-energiewende.de)\r\nZusammenfassung:\r\n⬢ Die chemische Industrie steht energiepolitisch vor zahlreichen Herausforderungen, die die\r\ninternationale Wettbewerbsfähigkeit schwächen und Investitionen in die Transformation verhindern. Im\r\nStrombereich sind die zwei zentralen Hürden hohe Stromkosten und eine abnehmend e\r\nVersorgungssicherheit.\r\n⬢ Hohe Stromkosten ergeben sich v.a. aus stark gestiegenen Netzkosten sowie dem EU-ETS, der den\r\nBörsenstrompreis indirekt stark beeinflusst.\r\n⬢ Im Bereich der Stromkosten ist eine Fortführung bestehender Entlastungen geboten. Die\r\nStrompreiskompensation sollte weiterentwickelt werden. Die Industrie muss frühzeitig bei der\r\nWeiterentwicklung der Netzentgeltsystematik eingebunden werden. Eine Entfristung der\r\nStromsteuersenkung muss noch 2024 auf den Weg gebracht werden.\r\n⬢ Die Versorgungssicherheit nimmt aufgrund des fortschreitenden Kohleausstiegs sukzessive ab,\r\nwährend sich der Zubau steuerbarer Leistung verzögert.\r\n⬢ Die Sicherung der Stromversorgung erfordert eine schnelle Ausarbeitung der Kraftwerksstrategie und\r\neines technologieoffenen und marktlichen Kapazitätsmechanismus.\r\n⬢ Der Zubau von Erneuerbarer Erzeugung, steuerbarer Leistung, Netzinfrastruktur und Speichern muss\r\nbeschleunigt und besser koordiniert werden.\r\n2\r\nsind bereits seit mehr als zwei Jahren nicht mehr ausgelastet.2 Die Schließung von Standorten und\r\neine Abwanderung der energieintensiven Branchen aus Deutschland hätte erhebliche Folgen für die\r\nGesamtwirtschaft. Rund 2,4 Mio. Arbeitsplätze hängen an den energieintensiven Industrien\r\nDeutschlands, die direkt und indirekt 242 Mrd. EUR zur Wertschöpfung beitragen.3 Eine deutliche\r\nZunahme von Carbon Leakage wirkt sich negativ auf den globalen Klimaschutz aus. Schließlich\r\nwürde sich die Abhängigkeit vom Ausland auf Produkte mit höherer Wertschöpfung verlagern und\r\nsich so insgesamt noch problematischer darstellen.\r\nZudem stehen diese Hürden wichtigen Investitionen der Industrie in die Transformation hin\r\nzur Klimaneutralität bis 2045 im Weg.\r\nDas vorliegende Positionspapier fasst diese zentralen energiepolitischen Herausforderungen im\r\nStrombereich zusammen und empfiehlt Maßnahmen, um negative Auswirkungen für die Industrie\r\nzu vermeiden und eine erfolgreiche Transformation zu ermöglichen. Das Papier konzentriert sich\r\ndabei bewusst auf den Strombereich, weist jedoch darauf hin, dass die Transformationshemmnisse\r\nder Industrie deutlich weiter reichen: Überbordende Bürokratie und Regulierungsdruck,\r\nFachkräftemangel sowie ein Investitionsstau bei der öffentlichen Infrastruktur und Unsicherheiten\r\nbezüglich des Wasserstoffmarkthochlaufs stehen einer nachhaltigen Zukunft ebenso im Weg wie die\r\nhier beschriebenen Hürden im Strombereich. Eine Befassung mit diesen Themen würde den\r\nRahmen dieses kompakten Positionspapiers jedoch sprengen.\r\nHürde 1: Keine wettbewerbsfähigen Stromkosten\r\nDie chemische Industrie in Deutschland sieht sich bereits seit Jahren mit hohen Energie- und vor\r\nallem Stromkosten konfrontiert. Im Zuge der Energiekrise hat sich die Preissituation seit Ende 2021\r\nmassiv verschärft. Die Stromkosten sind seit 2022 zwar wieder deutlich gefallen, das\r\nStromkostenniveau ist jedoch im Vergleich zu internationalen Wettbewerbsregionen (insbesondere\r\nChina und USA) nach wie vor nicht wettbewerbsfähig. Ursächlich dafür sind nach dem deutlichen\r\nRückgang der Gaspreise vor allem zwei Kostentreiber: Die Netzentgelte sowie die indirekten Kosten\r\ndes EU-Emissionshandels.\r\nRegulierte Netzentgelte:\r\n⬢ Die Stromnetzentgelte haben sich zu einem der größten Kostentreiber der Energiewende\r\nentwickelt und machen den größten Teil der staatlichen Stromkostenbestandteile aus. Die von\r\nder Bundesregierung gestrichene Unterstützung der Netzentgelte für die StromÜbertragungsnetze\r\nin Höhe von 5,5 Mrd. EUR für 2024 hat bereits bis zu einer Verdoppelung\r\nder Netzentgeltbelastung geführt. Ein deutlicher Rückgang der Netzentgelte ist nicht absehbar,\r\nes ist vielmehr mit einer weiteren Steigerung zu rechnen:\r\n⬢ Die Kosten für den Netzausbau bis 2045 betragen gemäß vorläufiger Schätzungen der\r\nBundesnetzagentur und des Bundesrechnungshofs ca. 460 Mrd. EUR, wovon über 300 Mrd.\r\nEUR für den Ausbau der Übertragungsnetze anfallen. Aufgrund von Prognoseunsicherheiten\r\nkönnen die Kosten im Verteilernetzbereich die Schätzung der BNetzA noch einmal deutlich\r\n2 Stürmische Zeiten für die Branche | VCI\r\n3 fiscal-impact-energieintensive-industrien-final.pdf (vci.de)\r\n3\r\nübertreffen. 4 Der Bedarf beim Übertragungsnetzausbau liegt bei rund 14.000 km\r\nHochspannungsleitungen, wovon bislang nur ca. 2.800 km fertiggestellt sind.5 Ein Großteil\r\ndieser Investitionen soll bereits bis 2030 getätigt werden, sodass mittelfristig ein weiterer\r\nAnstieg droht.\r\n⬢ Nicht zuletzt aufgrund des unzureichenden Netzausbaus ist der Anteil der\r\nSystemdienstleistungen (v.a. Engpassmanagement) an den Netzkosten in den letzten\r\nJahren signifikant gestiegen und liegt derzeit bei ca. 60%. Entlastende Effekte durch\r\nrückläufige Redispatchkosten nach erfolgter Fertigstellung großer HGÜ-Trassen greifen\r\nvoraussichtlich erst mittelfristig und werden zumindest teilweise wieder durch die höheren\r\nNetzausbaukosten „konterkariert“. Der Bundesrechnungshof prognostiziert, dass allein die\r\nNetzengpasskosten bis 2028 auf 6,5 Mrd. EUR pro Jahr ansteigen werden (im Vergleich zu\r\n1,5 Mrd. EUR im Jahr 2017).\r\n⬢ Die wirtschaftliche Bedeutung individueller Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV hat\r\nfür die energieintensive Industrie somit noch einmal deutlich zugenommen. Mit dem zu\r\nbefürchtenden Auslaufen dieser Regelung spätestens mit dem Auslaufen der heutigen\r\nStromNEV Ende 2028 droht ein weiterer Kostenschock für Unternehmen, die für ihre\r\nProduktionsverfahren auf eine konstante Stromlieferung angewiesen sind. Ein adäquater\r\nEntlastungsmechanismus muss frühzeitig implementiert werden, um diesen Unternehmen\r\nweiterhin eine wettbewerbsfähige Perspektive in Deutschland zu geben.\r\nEU-Emissionshandel:\r\n⬢ Da Erdgas- und Kohlekraftwerke auf absehbare Zeit und auch bei einem weiteren Ausbau der\r\nErneuerbaren überwiegend preissetzend bleiben, hat der EU-ETS auch in Zukunft einen\r\ndeutlichen Effekt auf die Strompreise6. Die EUA-Preise hatten bereits Ende 2021 (d.h. vor Beginn\r\ndes russischen Angriffskriegs in der Ukraine) erstmals die Grenze von 80 EUR/ tCO2eq.\r\nüberschritten. 2024 ist der Zertifikatepreis im bisherigen Jahresdurchschnitt auch aufgrund der\r\nschwachen Konjunktur gesunken. Eine Trendwende und ein dauerhaftes Absinken der EUAPreise\r\nauf frühere Niveaus von unter 30 €/tCO2eq. ist aufgrund der vorgesehenen Verknappung\r\nvon Zertifikaten jedoch politisch explizit nicht gewollt und aufgrund des Mechanismus der\r\nMarktstabilitätsreserve ausgeschlossen. Legt man den EU-seitig festgelegten CO2-\r\nEmissionsfaktor für Deutschland (0,72) zugrunde lag der Anteil des EU-ETS am\r\nBörsenstrompreis in Deutschland 2023 deutlich über 50%.\r\nHandlungsempfehlungen zu Stromkosten:\r\n⬢ Das Strompreispaket der Bundesregierung vom November 2023 schreibt bestehende\r\nEntlastungen für das produzierende Gewerbe fort und sieht (befristet) weitere vor. Insgesamt\r\n4 Bundesrechnungshof - Energiewende nicht auf Kurs: Nachsteuern dringend erforderlich\r\n5 Netzausbau - Monitoringbericht\r\n6 2022 waren Gaskraftwerke in der EU zu 55% der Zeit im Jahr preissetzend, erzeugten jedoch nur 19% des\r\nStroms. 2030 bleibt der preissetzende Anteil bei sinkendem Erzeugungsanteil auf ähnlichem Niveau. Quelle:\r\nJRC Publications Repository - The Merit Order and Price-Setting Dynamics in European Electricity Markets\r\n(europa.eu)\r\n4\r\nwirken die Maßnahmen jedoch wenig zielgerichtet und sichern für energieintensive\r\nUnternehmen allenfalls den Status Quo. Da das Auslaufen zentraler Maßnahmen droht, fehlt\r\nzudem die nötige Planungssicherheit bezüglich regulatorischer Entwicklungen, was die\r\nlangfristige Investitions- und Transformationsplanung der Unternehmen enorm erschwert.\r\nDas Ziel international wettbewerbsfähiger Stromkosten wird damit nicht erreicht und es sind\r\nweitere Maßnahmen nötig:\r\n⬢ Anstieg der Netzentgelte stoppen: Aufgrund steigender Netzkosten und -entgelte,\r\nmangelnder Transparenz hinsichtlich ihrer zukünftigen Entwicklung sowie der nur\r\nkurzfristigen Planbarkeit von möglichen Entlastungen (die alle an zahlreiche\r\nZugangskriterien gebunden sind), fehlt Unternehmen die nötige Sicherheit für Standort- und\r\nInvestitionsentscheidungen (z.B. in die Elektrifizierung von Prozessen und die dafür\r\nnotwendigen Ausbaumaßnahmen der Stromnetzanschlüsse).\r\n⬢ Ein weiterer Anstieg der Netzentgelte für die Industrie muss daher wirksam\r\nvermieden werden. Dies gilt insbesondere für energieintensive Unternehmen, bei denen\r\ndie Stromkosten einen signifikanten Anteil der Produktionskosten ausmachen. Ein\r\nKonzept zur Co-Finanzierung durch den Staat muss erarbeitet werden. diese Leistungen\r\nkommen allen Netznutzern zugute und vermeiden Härtefälle zwischen einzelnen\r\nVerbrauchsgruppen. Vorschläge seitens des ÜNB Amprion zur Herausnahme der\r\nTransformationskosten aus den Netzentgelten sowie im BMWK hinsichtlich der\r\nEinführung einer zeitlichen Streckung (analog zum Amortisationskontenmodell im\r\nWasserstoff-Kernnetz) für den Stromnetzausbau werden grundsätzlich begrüßt.\r\n⬢ Die bestehenden „Sondernetzentgelte“ (v.a. § 19 Abs. 2 Satz 1 und 2 StromNEV) sollten\r\nüber freiwillige Anreize zur Flexibilisierung weiterentwickelt werden. Sie dürfen aber auf\r\nkeinen Fall abgeschafft bzw. sollten keinesfalls erhöht werden. Es müssen vor dem\r\nAuslaufen der StromNEV Ende 2028 praxistaugliche Folgeregelungen gefunden werden,\r\ndie zu einer äquivalenten Entlastungswirkung führen.\r\n⬢ Bei den anstehenden Diskussionen über die Netzentgeltsystematik sollte die Industrie\r\nfrühzeitig und bereits bei der Entwicklung von Eckpunkten auf Augenhöhe eingebunden\r\nwerden. Auch in der Industrie ist erhebliche Fachexpertise vorhanden, die genutzt\r\nwerden sollte. Dabei spielt die chemische Industrie mit ihren Verbundstandorten, an\r\ndenen auch komplexe Stromnetze betrieben werden, und hohem Anteil an gekoppelter\r\nEnergieerzeugung eine besondere Rolle.\r\n⬢ Die Transparenz hinsichtlich der weiteren Entwicklung der Netzkosten und -entgelte\r\nmuss wo möglich verbessert werden, um die Planungssicherheit zu stärken.\r\n⬢ Absenkung der Stromsteuer verstetigen: Die Absenkung der Stromsteuer auf das EUMindestniveau\r\nim produzierenden Gewerbe sollte über 2025 hinaus verstetigt werden.\r\nMindestens jedoch sollte die Regelung über die aktuelle Legislaturperiode hinaus verlängert\r\nwerden. Andernfalls würde der abrupte Anstieg der Stromsteuer ab 2026 selbst gegenüber\r\n2023 zu erheblichen Mehrkosten und damit auch zur Verhinderung von Investitionen führen.\r\nEine Regelung muss noch 2024 auf den Weg gebracht werden, um einen Systembruch zu\r\nvermeiden.\r\n⬢ Weitere staatlich induzierte Preisbestandteile prüfen: Auch weitere Abgaben (wie die\r\nKonzessionsabgabe, Offshore-, KWKG-Umlage, § 19 StromNEV-Umlage oder\r\n„Akzeptanzabgaben“ für den EE-Ausbau in einigen Bundesländern) tragen, wenn auch in\r\n5\r\ndeutlich geringerem Maße, zu einer Kostensteigerung bei und sollten im Sinne\r\ntransformationsfähiger Stromkosten regelmäßig auf ihre Sinnhaftigkeit überprüft werden.\r\nBestehende Entlastungsregelungen dürfen nicht abgeschafft werden.\r\n⬢ Strompreiskompensation weiterentwickeln: Die Systematik der Strompreiskompensation\r\nbietet einen sinnvollen Ansatzpunkt, um ein international wettbewerbsfähiges Preisniveau zu\r\nerreichen, reduziert die ETS-bedingten Belastungen aber nur unzureichend. Daher sollte sie\r\nkonsequent weiterentwickelt werden mit dem Ziel, bestehende internationale\r\nWettbewerbsnachteile unbürokratisch und angemessen auszugleichen: Der\r\nBegünstigtenkreis muss dazu erheblich ausgeweitet werden und neben den KUEBLLBranchen\r\nauch Industrieparkbetreiber umfassen. Das bisherige Benchmarksystem muss\r\nerheblich vereinfacht und unnötige Begrenzungen der Entlastung (u.a. hinsichtlich der\r\nBeihilfeintensität) aufgehoben werden. Die im Rahmen der Strompreiskompensation zu\r\nerbringenden ökologischen Gegenleistungen müssen mit den anderen diesbezüglichen\r\nRegelungen vereinheitlicht und zusammengeführt werden. Die Bundesregierung sollte sich\r\ndaher zeitnah auf EU-Ebene für eine entsprechende Anpassung einsetzen.\r\nHürde 2: Abnehmende Versorgungssicherheit\r\nEine weitere Herausforderung ist die Abnahme der Versorgungssicherheit in der\r\nStromversorgung. Im Zuge der Transformation sollen zahlreiche Industrieprozesse elektrifiziert\r\nwerden. Die Stakeholder-Plattform Chemistry4Climate prognostiziert bis 2045 allein für die Chemie\r\neinen Strombedarf von bis zu 508 TWh, was mehr als einer Verzehnfachung des aktuellen Bedarfs\r\nder Branche (48 TWh) und etwa dem derzeitigen Gesamtbedarf Deutschlands entspricht.7 Auch der\r\nStrombedarf im Verkehrs- und im Gebäudesektor nimmt stark zu.\r\nDer beschleunigte Ausbau erneuerbarer Energien und ihr wachsender Anteil an der\r\nGesamterzeugung (2023 wurden bereits 56% erreicht) ist für die Erreichung der Klimaziele zentral.\r\nGleichwohl nimmt damit jedoch die Volatilität der Energieerzeugung zu. Ende 2023 lag die\r\ngesicherte Leistung ohne Wind und PV noch bei ca. 80 GW – ein Wert der in früheren Jahren bereits\r\nals Jahreshöchstlast übertroffen wurde (z.B. 2021). Der Kohleausstieg soll 2030 weitgehend\r\nabgeschlossen sein, sodass ohne Gegenmaßnahmen über 30 GW gesicherte Leistung stillgelegt\r\nwerden. Um den Kohleausstieg ohne Einbußen bei der Versorgungssicherheit zu ermöglichen,\r\nbraucht es dringend Konzepte für den Zubau steuerbarer Kraftwerke und von\r\nFlexibilitätskapazitäten, die eine phasenweise sehr niedrige EE-Erzeugung (etwa in einer\r\n„Dunkelflaute“ im Winter) kompensieren können.\r\nDie angekündigte und in Eckpunkten vorgelegte Kraftwerksstrategie (KWS) der Bundesregierung\r\nist noch nicht beihilferechtlich freigegeben und sieht in letzten Entwürfen gegenüber der ursprünglich\r\nvorgesehen 24 GW nur noch Ausschreibungen zur Förderung von 10 GW neuer wasserstofffähiger\r\nGaskraftwerke vor. Für den ab 2028 geplanten Kapazitätsmechanismus liegt noch kein Konzept\r\nvor, sodass bislang keine Investitionsperspektive besteht. Eine Speicherstrategie befindet sich noch\r\n7 Abschlussbericht Chemistry4Climate, 2023; final-c4c-broschure-langfassung.pdf (vci.de), S. 17. Dargestellt\r\nwerden drei Szenarien: Szenario 1 (Fokus auf maximale direkte Stromnutzung) mit 464 TWh bis 2045,\r\nSzenario 2 (Fokus auf Wasserstoff und PtX-Brenn- und Rohstoffe) mit 508 TWh und Szenario 3 (Fokus auf\r\nSekundärrohstoffe) mit 325 TWh.\r\n6\r\nin der Entwurfsphase, ohne dass bisher nennenswerte Speicherkapazitäten in den Strommarkt\r\nintegriert wurden. Eine Finanzierung des Zubaus von Kraftwerken allein über den Energy-Only-\r\nMarkt erscheint sehr unwahrscheinlich.\r\nTrotz abnehmenden Stromverbrauchs hat Deutschland seit der Stilllegung der letzten\r\nKernkraftwerke deutlich mehr Strom importiert: So führte Deutschland im kommerziellen\r\nAußenhandel 54,1 TWh Strom ein und exportierte 42,4 TWh8 (+ 63 % gegenüber 2022), womit es\r\nerstmals seit 20 Jahren wieder Nettoimporteur war. Stromimporte sind grundsätzlich\r\nunproblematisch, da sie durch den Import günstigeren Stroms zu einer Senkung der\r\nBörsenstrompreise beitragen. Da das europäische Umland aber vor ähnlichen Herausforderungen\r\nim Zuge der Transformation steht, ist eine Verfügbarkeit des externen Stromangebots keinesfalls\r\nlangfristig gesichert – vor allem in kritischen Phasen mit niedriger Produktion aus Erneuerbaren.\r\nAuch unzureichende grenzüberschreitende Transportkapazitäten stellen eine große Hürde für\r\nStromimporte dar.\r\nBereits heute erhöhen sich durch das regulatorisch verknappte Stromangebot die Stromkosten\r\nerheblich, da die Bundesnetzagentur eigentlich bereits stillgelegten Kraftwerken eine teure\r\nReservefunktion zuweisen muss, deren Kosten wiederum Eingang in die Netzentgelte finden. Auch\r\ndiese Zusatzkosten der Energiewende müssen transparent dargestellt und bei Planungen der\r\nkünftigen Energieversorgung mit einbezogen bzw. möglichst vermieden werden.\r\nHandlungsempfehlungen zur Versorgungssicherheit:\r\n⬢ Keine weiteren Stilllegungen ohne Zubau: Bestehende Kraftwerksleistung darf nur dann\r\nstillgelegt werden, wenn sie zeitgleich durch neue, gesicherte Leistung kompensiert wird.\r\n⬢ Kraftwerksstrategie und Kapazitätsmechanismus schnell konkretisieren: Die\r\nGewährleistung der Versorgungssicherheit muss ein zentrales Ziel des zukünftigen\r\nStrommarktdesigns sein. Die KWS und der angekündigte Kapazitätsmechanismus müssen\r\nzügig konkretisiert und zur Konsultation vorgelegt werden.\r\n⬢ Der Kapazitätsmechanismus sollte technologieneutral ausgestaltet sein und auch\r\nlastseitige Flexibilitäten und KWK-Anlagen umfassen.\r\n⬢ Industrielle KWK, systemdienlich an Lastschwerpunkten und Wärmesenken gelegen, kann\r\neinen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten. Dazu braucht es geeignete\r\nRahmenbedingungen. Die bisherige Fördersystematik des KWKG mit abnehmenden\r\nförderfähigen Vollbenutzungsstunden führt zu Investitionsunsicherheiten jener Anlagen, die\r\neinen Großteil der KWK-Leistung erbringen. Die Fördersystematik sollte hin zu einer\r\nInvestitionsförderung bezogen auf die installierte Leistung für künftige Neuanlagen bzw. die\r\nModernisierung von Anlagen weiterentwickelt werden.\r\n⬢ Die Erbringung nachfrageseitiger Flexibilität muss freiwillig und marktlich erfolgen und\r\nanalog zu steuerbarer Kraftwerksleistung angemessen vergütet werden. Eine erzwungene\r\nErbringung nachfrageseitiger Flexibilität muss ausgeschlossen werden. Die\r\nFlexibilitätspotenziale in kontinuierlichen Industrieprozessen sind begrenzt, was bei der\r\n8 SMARD | Der Strommarkt im Jahr 2023\r\n7\r\nBedarfsplanung für Erzeugungskapazitäten und Netzinfrastrukturen berücksichtigt werden\r\nmuss9.\r\n⬢ Stromangebot ausweiten: Der Ausbau der Erneuerbaren muss parallel und koordiniert zum\r\nNetzausbau weiter beschleunigt werden, damit die ambitionierten Ausbauziele erreicht werden\r\nkönnen und Verbraucher stärker von niedrigeren Stromgestehungskosten der Anlagen\r\nprofitieren können. Der Ausbau muss dabei regulatorisch flankiert werden, um die zunehmende\r\nBelastung des EEG-Kontos zu adressieren, die sich insbesondere aus der ungesteuerten\r\nEinspeisung von Überschussstrom aus PV und damit einhergehenden Negativpreisen an der\r\nStrombörse ergibt.\r\n⬢ Ausbauvorhaben besser synchronisieren: Der Ausbau fluktuierender Leistung aus\r\nErneuerbaren, zusätzlicher steuerbarer Kapazitäten (v.a. H2-Ready Gaskraftwerke), die\r\nAktivierung von nachfrageseitigen Flexibilitätsoptionen sowie der Netz - und Infrastrukturausbau\r\nmüssen wesentlich besser als in der Vergangenheit miteinander synchronisiert werden. Es muss\r\ninsbesondere sichergestellt werden, dass der Zubau von dargebotsabhängigen neuen\r\nStromerzeugern im Gleichklang mit einem entsprechenden Ausbau der Netzkapazitäten\r\nbegleitet wird. Dies senkt auch die Engpassmanagement-Kosten. Planungs- und\r\nGenehmigungsverfahren für Energieerzeuger, Infrastruktur sowie Industrieanlagen müssen\r\nweiter beschleunigt werden.\r\n⬢ Die Ausbaufortschritte bei Erneuerbaren, steuerbarer Leistung, Flexibilitätsoptionen, und der\r\nInfrastruktur sollten in einem stetigen und integrierten Monitoring der drei Ziele geringer\r\nStromkosten, hoher Versorgungssicherheit und Dekarbonisierung überwacht werden,\r\nsodass bei einer drohenden Nichterreichung der Zielwerte rechtzeitig durch angemessene\r\nMaßnahmen gegengesteuert werden kann."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-08-30"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012540","regulatoryProjectTitle":"Förderfähigkeit von industrieller Abwärme","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/66/49/361468/Stellungnahme-Gutachten-SG2410010036.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Kraftwärme Kopplung\r\niKWK-Fördermöglichkeiten um „unvermeidbare industrielle Abwärme“ erweitern\r\nUm das CO2-Minderungs- und Flexibilisierungspotential der industriellen Kraftwerke voll\r\nauszuschöpfen, sollte die Förderung von innovativen KWK-Anlagen (iKWK) künftig auch die\r\neffiziente Nutzung unvermeidbarer industrieller Abwärme für Hochtemperatur-Wärmepumpen\r\nberücksichtigen, die mit erneuerbaren Energien betrieben werden. Dies sollte insbesondere\r\ngelten, wenn ein hoher Bedarf an hochtemperierten Dampf besteht, wie es in der\r\nChemieproduktion üblich ist.\r\nDerzeit bestehen regulative Hindernisse bei der effizienten Nutzung der industriellen Abwärme.\r\nBislang gelten lediglich die Wärmenutzung aus der Umwelt sowie aus gereinigten Klärwasser\r\nfür iKWK-Anlagen als förderfähig.\r\nDas Potential der zirkulären Wärmenutzung an industriellen Standorten (Kreislaufprozess)\r\nwird ohne Nutzung unvermeidbarer industriellen Abwärme nicht vollumfänglich ausgeschöpft.\r\nOhne Ergänzung der Förderung für unvermeidbare industrielle Abwärme werden unseres\r\nErachtens die Ziele der Plattform für Abwärme, welche aus dem Energieeffizienzgesetz\r\n(EnEfG) hervorgeht, nicht konsequent umgesetzt.\r\n\r\nForderung: Anpassung in bundesweiten Förderprogrammen und im KWKG (iKWK)\r\nDurch das Kraftwärmekopplungsgesetz (KWKG) werden innovative und hochflexible KWKKraftwerke\r\ngefördert, um einen effizienten Beitrag zur nachhaltigen Transformation in\r\nDeutschland zu leisten. Um den Ausstoß zukünftiger CO2-Emissionen noch effektiver zu\r\nsenken, bedarf es der Berücksichtigung von industrieller Abwärme im Rahmen der\r\ninnovativen erneuerbaren Wärme (iKWK), in Übereinstimmung mit den Zielen der Plattform\r\nAbwärme gemäß Energieeffizienzgesetz (EnEfG). Die Förderung von Wärmepumpen sollte\r\nin allen bundesweiten Förderprogrammen um (unvermeidbare) industrielle Abwärme erweitert\r\nwerden, um eine effiziente und wettbewerbsfähige Dampferzeugung aus erneuerbarem Strom\r\nzu ermöglichen.\r\nKraftwärmekopplungsgesetz (KWKG)\r\nVorschlag: Im §2 Nr. 9a KWKG sollte der Einsatz industrieller Abwärme ergänzt werden, so\r\ndass eine Förderung nach §7a KWKG ermöglicht wird. Dies würde zu einer Vereinheitlichung\r\ndes Gesetzes führen, da im Rahmen der Wärmenetzförderung nach §18 KWKG industrielle\r\nAbwärme bereits neben erneuerbaren Energien akzeptiert wird.\r\nBundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW)\r\nVorschlag: In der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) sollte in den\r\nBegriffsbestimmungen zu den technischen Anforderungen an die Module 1 bis 4 der Begriff\r\n„industrielle Abwärme“ explizit ergänzt werden.\r\nBundeförderung EEW\r\nVorschlag: In der Bundeförderung für Energie- und Ressourceneffizienz (EEW) sollte im\r\nModul 2 die „industrielle Abwärme“ Gegenstand der Förderung werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-07-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012541","regulatoryProjectTitle":"Erhalt und Reform der Strompreiskompensation ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/94/24/360865/Stellungnahme-Gutachten-SG2409300202.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Doppelte Hürde für die industrielle Transformation: Hohe\r\nStromkosten und abnehmende Versorgungssicherheit\r\nAusgangslage\r\nDie chemische Industrie steht energiepolitisch im Strombereich vor einer doppelten\r\nHerausforderung: Als energieintensive Branche gefährden im internationalen Vergleich hohe\r\nStromkosten die Wettbewerbsfähigkeit bzw. ist diese zum Teil bereits nicht mehr gegeben. 1\r\nZugleich nimmt die nationale Versorgungssicherheit im Zuge des abgeschlossenen\r\nKernkraftausstiegs und des fortschreitenden und bis 2030 geplanten Kohleausstiegs ab, während\r\nsich der Zubau steuerbarer Leistung verzögert. Neben der steigenden Abhängigkeit von\r\nStromlieferungen aus dem Ausland nimmt damit auch das Risiko von Versorgungsunterbrechungen\r\nzu – vor allem in Phasen „kalter Dunkelflauten“ mit sehr niedriger EE-Erzeugung und einem im\r\nKontext der Transformation steigenden Stromverbrauch.\r\nDie Folgen sind bereits heute spürbar: So ging die Chemie- und Pharmaproduktion 2023 um 8\r\nProzent zurück, die Produktion in der Chemie sogar um 11 Prozent. Die Kapazitäten der Branche\r\n1 Vgl. AFRY-Daten für 2022: Agora_Internationale_Strompreisstudi e_AFRY.pdf (agora-energiewende.de)\r\nZusammenfassung:\r\n⬢ Die chemische Industrie steht energiepolitisch vor zahlreichen Herausforderungen, die die\r\ninternationale Wettbewerbsfähigkeit schwächen und Investitionen in die Transformation verhindern. Im\r\nStrombereich sind die zwei zentralen Hürden hohe Stromkosten und eine abnehmend e\r\nVersorgungssicherheit.\r\n⬢ Hohe Stromkosten ergeben sich v.a. aus stark gestiegenen Netzkosten sowie dem EU-ETS, der den\r\nBörsenstrompreis indirekt stark beeinflusst.\r\n⬢ Im Bereich der Stromkosten ist eine Fortführung bestehender Entlastungen geboten. Die\r\nStrompreiskompensation sollte weiterentwickelt werden. Die Industrie muss frühzeitig bei der\r\nWeiterentwicklung der Netzentgeltsystematik eingebunden werden. Eine Entfristung der\r\nStromsteuersenkung muss noch 2024 auf den Weg gebracht werden.\r\n⬢ Die Versorgungssicherheit nimmt aufgrund des fortschreitenden Kohleausstiegs sukzessive ab,\r\nwährend sich der Zubau steuerbarer Leistung verzögert.\r\n⬢ Die Sicherung der Stromversorgung erfordert eine schnelle Ausarbeitung der Kraftwerksstrategie und\r\neines technologieoffenen und marktlichen Kapazitätsmechanismus.\r\n⬢ Der Zubau von Erneuerbarer Erzeugung, steuerbarer Leistung, Netzinfrastruktur und Speichern muss\r\nbeschleunigt und besser koordiniert werden.\r\n2\r\nsind bereits seit mehr als zwei Jahren nicht mehr ausgelastet.2 Die Schließung von Standorten und\r\neine Abwanderung der energieintensiven Branchen aus Deutschland hätte erhebliche Folgen für die\r\nGesamtwirtschaft. Rund 2,4 Mio. Arbeitsplätze hängen an den energieintensiven Industrien\r\nDeutschlands, die direkt und indirekt 242 Mrd. EUR zur Wertschöpfung beitragen.3 Eine deutliche\r\nZunahme von Carbon Leakage wirkt sich negativ auf den globalen Klimaschutz aus. Schließlich\r\nwürde sich die Abhängigkeit vom Ausland auf Produkte mit höherer Wertschöpfung verlagern und\r\nsich so insgesamt noch problematischer darstellen.\r\nZudem stehen diese Hürden wichtigen Investitionen der Industrie in die Transformation hin\r\nzur Klimaneutralität bis 2045 im Weg.\r\nDas vorliegende Positionspapier fasst diese zentralen energiepolitischen Herausforderungen im\r\nStrombereich zusammen und empfiehlt Maßnahmen, um negative Auswirkungen für die Industrie\r\nzu vermeiden und eine erfolgreiche Transformation zu ermöglichen. Das Papier konzentriert sich\r\ndabei bewusst auf den Strombereich, weist jedoch darauf hin, dass die Transformationshemmnisse\r\nder Industrie deutlich weiter reichen: Überbordende Bürokratie und Regulierungsdruck,\r\nFachkräftemangel sowie ein Investitionsstau bei der öffentlichen Infrastruktur und Unsicherheiten\r\nbezüglich des Wasserstoffmarkthochlaufs stehen einer nachhaltigen Zukunft ebenso im Weg wie die\r\nhier beschriebenen Hürden im Strombereich. Eine Befassung mit diesen Themen würde den\r\nRahmen dieses kompakten Positionspapiers jedoch sprengen.\r\nHürde 1: Keine wettbewerbsfähigen Stromkosten\r\nDie chemische Industrie in Deutschland sieht sich bereits seit Jahren mit hohen Energie- und vor\r\nallem Stromkosten konfrontiert. Im Zuge der Energiekrise hat sich die Preissituation seit Ende 2021\r\nmassiv verschärft. Die Stromkosten sind seit 2022 zwar wieder deutlich gefallen, das\r\nStromkostenniveau ist jedoch im Vergleich zu internationalen Wettbewerbsregionen (insbesondere\r\nChina und USA) nach wie vor nicht wettbewerbsfähig. Ursächlich dafür sind nach dem deutlichen\r\nRückgang der Gaspreise vor allem zwei Kostentreiber: Die Netzentgelte sowie die indirekten Kosten\r\ndes EU-Emissionshandels.\r\nRegulierte Netzentgelte:\r\n⬢ Die Stromnetzentgelte haben sich zu einem der größten Kostentreiber der Energiewende\r\nentwickelt und machen den größten Teil der staatlichen Stromkostenbestandteile aus. Die von\r\nder Bundesregierung gestrichene Unterstützung der Netzentgelte für die StromÜbertragungsnetze\r\nin Höhe von 5,5 Mrd. EUR für 2024 hat bereits bis zu einer Verdoppelung\r\nder Netzentgeltbelastung geführt. Ein deutlicher Rückgang der Netzentgelte ist nicht absehbar,\r\nes ist vielmehr mit einer weiteren Steigerung zu rechnen:\r\n⬢ Die Kosten für den Netzausbau bis 2045 betragen gemäß vorläufiger Schätzungen der\r\nBundesnetzagentur und des Bundesrechnungshofs ca. 460 Mrd. EUR, wovon über 300 Mrd.\r\nEUR für den Ausbau der Übertragungsnetze anfallen. Aufgrund von Prognoseunsicherheiten\r\nkönnen die Kosten im Verteilernetzbereich die Schätzung der BNetzA noch einmal deutlich\r\n2 Stürmische Zeiten für die Branche | VCI\r\n3 fiscal-impact-energieintensive-industrien-final.pdf (vci.de)\r\n3\r\nübertreffen. 4 Der Bedarf beim Übertragungsnetzausbau liegt bei rund 14.000 km\r\nHochspannungsleitungen, wovon bislang nur ca. 2.800 km fertiggestellt sind.5 Ein Großteil\r\ndieser Investitionen soll bereits bis 2030 getätigt werden, sodass mittelfristig ein weiterer\r\nAnstieg droht.\r\n⬢ Nicht zuletzt aufgrund des unzureichenden Netzausbaus ist der Anteil der\r\nSystemdienstleistungen (v.a. Engpassmanagement) an den Netzkosten in den letzten\r\nJahren signifikant gestiegen und liegt derzeit bei ca. 60%. Entlastende Effekte durch\r\nrückläufige Redispatchkosten nach erfolgter Fertigstellung großer HGÜ-Trassen greifen\r\nvoraussichtlich erst mittelfristig und werden zumindest teilweise wieder durch die höheren\r\nNetzausbaukosten „konterkariert“. Der Bundesrechnungshof prognostiziert, dass allein die\r\nNetzengpasskosten bis 2028 auf 6,5 Mrd. EUR pro Jahr ansteigen werden (im Vergleich zu\r\n1,5 Mrd. EUR im Jahr 2017).\r\n⬢ Die wirtschaftliche Bedeutung individueller Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV hat\r\nfür die energieintensive Industrie somit noch einmal deutlich zugenommen. Mit dem zu\r\nbefürchtenden Auslaufen dieser Regelung spätestens mit dem Auslaufen der heutigen\r\nStromNEV Ende 2028 droht ein weiterer Kostenschock für Unternehmen, die für ihre\r\nProduktionsverfahren auf eine konstante Stromlieferung angewiesen sind. Ein adäquater\r\nEntlastungsmechanismus muss frühzeitig implementiert werden, um diesen Unternehmen\r\nweiterhin eine wettbewerbsfähige Perspektive in Deutschland zu geben.\r\nEU-Emissionshandel:\r\n⬢ Da Erdgas- und Kohlekraftwerke auf absehbare Zeit und auch bei einem weiteren Ausbau der\r\nErneuerbaren überwiegend preissetzend bleiben, hat der EU-ETS auch in Zukunft einen\r\ndeutlichen Effekt auf die Strompreise6. Die EUA-Preise hatten bereits Ende 2021 (d.h. vor Beginn\r\ndes russischen Angriffskriegs in der Ukraine) erstmals die Grenze von 80 EUR/ tCO2eq.\r\nüberschritten. 2024 ist der Zertifikatepreis im bisherigen Jahresdurchschnitt auch aufgrund der\r\nschwachen Konjunktur gesunken. Eine Trendwende und ein dauerhaftes Absinken der EUAPreise\r\nauf frühere Niveaus von unter 30 €/tCO2eq. ist aufgrund der vorgesehenen Verknappung\r\nvon Zertifikaten jedoch politisch explizit nicht gewollt und aufgrund des Mechanismus der\r\nMarktstabilitätsreserve ausgeschlossen. Legt man den EU-seitig festgelegten CO2-\r\nEmissionsfaktor für Deutschland (0,72) zugrunde lag der Anteil des EU-ETS am\r\nBörsenstrompreis in Deutschland 2023 deutlich über 50%.\r\nHandlungsempfehlungen zu Stromkosten:\r\n⬢ Das Strompreispaket der Bundesregierung vom November 2023 schreibt bestehende\r\nEntlastungen für das produzierende Gewerbe fort und sieht (befristet) weitere vor. Insgesamt\r\n4 Bundesrechnungshof - Energiewende nicht auf Kurs: Nachsteuern dringend erforderlich\r\n5 Netzausbau - Monitoringbericht\r\n6 2022 waren Gaskraftwerke in der EU zu 55% der Zeit im Jahr preissetzend, erzeugten jedoch nur 19% des\r\nStroms. 2030 bleibt der preissetzende Anteil bei sinkendem Erzeugungsanteil auf ähnlichem Niveau. Quelle:\r\nJRC Publications Repository - The Merit Order and Price-Setting Dynamics in European Electricity Markets\r\n(europa.eu)\r\n4\r\nwirken die Maßnahmen jedoch wenig zielgerichtet und sichern für energieintensive\r\nUnternehmen allenfalls den Status Quo. Da das Auslaufen zentraler Maßnahmen droht, fehlt\r\nzudem die nötige Planungssicherheit bezüglich regulatorischer Entwicklungen, was die\r\nlangfristige Investitions- und Transformationsplanung der Unternehmen enorm erschwert.\r\nDas Ziel international wettbewerbsfähiger Stromkosten wird damit nicht erreicht und es sind\r\nweitere Maßnahmen nötig:\r\n⬢ Anstieg der Netzentgelte stoppen: Aufgrund steigender Netzkosten und -entgelte,\r\nmangelnder Transparenz hinsichtlich ihrer zukünftigen Entwicklung sowie der nur\r\nkurzfristigen Planbarkeit von möglichen Entlastungen (die alle an zahlreiche\r\nZugangskriterien gebunden sind), fehlt Unternehmen die nötige Sicherheit für Standort- und\r\nInvestitionsentscheidungen (z.B. in die Elektrifizierung von Prozessen und die dafür\r\nnotwendigen Ausbaumaßnahmen der Stromnetzanschlüsse).\r\n⬢ Ein weiterer Anstieg der Netzentgelte für die Industrie muss daher wirksam\r\nvermieden werden. Dies gilt insbesondere für energieintensive Unternehmen, bei denen\r\ndie Stromkosten einen signifikanten Anteil der Produktionskosten ausmachen. Ein\r\nKonzept zur Co-Finanzierung durch den Staat muss erarbeitet werden. diese Leistungen\r\nkommen allen Netznutzern zugute und vermeiden Härtefälle zwischen einzelnen\r\nVerbrauchsgruppen. Vorschläge seitens des ÜNB Amprion zur Herausnahme der\r\nTransformationskosten aus den Netzentgelten sowie im BMWK hinsichtlich der\r\nEinführung einer zeitlichen Streckung (analog zum Amortisationskontenmodell im\r\nWasserstoff-Kernnetz) für den Stromnetzausbau werden grundsätzlich begrüßt.\r\n⬢ Die bestehenden „Sondernetzentgelte“ (v.a. § 19 Abs. 2 Satz 1 und 2 StromNEV) sollten\r\nüber freiwillige Anreize zur Flexibilisierung weiterentwickelt werden. Sie dürfen aber auf\r\nkeinen Fall abgeschafft bzw. sollten keinesfalls erhöht werden. Es müssen vor dem\r\nAuslaufen der StromNEV Ende 2028 praxistaugliche Folgeregelungen gefunden werden,\r\ndie zu einer äquivalenten Entlastungswirkung führen.\r\n⬢ Bei den anstehenden Diskussionen über die Netzentgeltsystematik sollte die Industrie\r\nfrühzeitig und bereits bei der Entwicklung von Eckpunkten auf Augenhöhe eingebunden\r\nwerden. Auch in der Industrie ist erhebliche Fachexpertise vorhanden, die genutzt\r\nwerden sollte. Dabei spielt die chemische Industrie mit ihren Verbundstandorten, an\r\ndenen auch komplexe Stromnetze betrieben werden, und hohem Anteil an gekoppelter\r\nEnergieerzeugung eine besondere Rolle.\r\n⬢ Die Transparenz hinsichtlich der weiteren Entwicklung der Netzkosten und -entgelte\r\nmuss wo möglich verbessert werden, um die Planungssicherheit zu stärken.\r\n⬢ Absenkung der Stromsteuer verstetigen: Die Absenkung der Stromsteuer auf das EUMindestniveau\r\nim produzierenden Gewerbe sollte über 2025 hinaus verstetigt werden.\r\nMindestens jedoch sollte die Regelung über die aktuelle Legislaturperiode hinaus verlängert\r\nwerden. Andernfalls würde der abrupte Anstieg der Stromsteuer ab 2026 selbst gegenüber\r\n2023 zu erheblichen Mehrkosten und damit auch zur Verhinderung von Investitionen führen.\r\nEine Regelung muss noch 2024 auf den Weg gebracht werden, um einen Systembruch zu\r\nvermeiden.\r\n⬢ Weitere staatlich induzierte Preisbestandteile prüfen: Auch weitere Abgaben (wie die\r\nKonzessionsabgabe, Offshore-, KWKG-Umlage, § 19 StromNEV-Umlage oder\r\n„Akzeptanzabgaben“ für den EE-Ausbau in einigen Bundesländern) tragen, wenn auch in\r\n5\r\ndeutlich geringerem Maße, zu einer Kostensteigerung bei und sollten im Sinne\r\ntransformationsfähiger Stromkosten regelmäßig auf ihre Sinnhaftigkeit überprüft werden.\r\nBestehende Entlastungsregelungen dürfen nicht abgeschafft werden.\r\n⬢ Strompreiskompensation weiterentwickeln: Die Systematik der Strompreiskompensation\r\nbietet einen sinnvollen Ansatzpunkt, um ein international wettbewerbsfähiges Preisniveau zu\r\nerreichen, reduziert die ETS-bedingten Belastungen aber nur unzureichend. Daher sollte sie\r\nkonsequent weiterentwickelt werden mit dem Ziel, bestehende internationale\r\nWettbewerbsnachteile unbürokratisch und angemessen auszugleichen: Der\r\nBegünstigtenkreis muss dazu erheblich ausgeweitet werden und neben den KUEBLLBranchen\r\nauch Industrieparkbetreiber umfassen. Das bisherige Benchmarksystem muss\r\nerheblich vereinfacht und unnötige Begrenzungen der Entlastung (u.a. hinsichtlich der\r\nBeihilfeintensität) aufgehoben werden. Die im Rahmen der Strompreiskompensation zu\r\nerbringenden ökologischen Gegenleistungen müssen mit den anderen diesbezüglichen\r\nRegelungen vereinheitlicht und zusammengeführt werden. Die Bundesregierung sollte sich\r\ndaher zeitnah auf EU-Ebene für eine entsprechende Anpassung einsetzen.\r\nHürde 2: Abnehmende Versorgungssicherheit\r\nEine weitere Herausforderung ist die Abnahme der Versorgungssicherheit in der\r\nStromversorgung. Im Zuge der Transformation sollen zahlreiche Industrieprozesse elektrifiziert\r\nwerden. Die Stakeholder-Plattform Chemistry4Climate prognostiziert bis 2045 allein für die Chemie\r\neinen Strombedarf von bis zu 508 TWh, was mehr als einer Verzehnfachung des aktuellen Bedarfs\r\nder Branche (48 TWh) und etwa dem derzeitigen Gesamtbedarf Deutschlands entspricht.7 Auch der\r\nStrombedarf im Verkehrs- und im Gebäudesektor nimmt stark zu.\r\nDer beschleunigte Ausbau erneuerbarer Energien und ihr wachsender Anteil an der\r\nGesamterzeugung (2023 wurden bereits 56% erreicht) ist für die Erreichung der Klimaziele zentral.\r\nGleichwohl nimmt damit jedoch die Volatilität der Energieerzeugung zu. Ende 2023 lag die\r\ngesicherte Leistung ohne Wind und PV noch bei ca. 80 GW – ein Wert der in früheren Jahren bereits\r\nals Jahreshöchstlast übertroffen wurde (z.B. 2021). Der Kohleausstieg soll 2030 weitgehend\r\nabgeschlossen sein, sodass ohne Gegenmaßnahmen über 30 GW gesicherte Leistung stillgelegt\r\nwerden. Um den Kohleausstieg ohne Einbußen bei der Versorgungssicherheit zu ermöglichen,\r\nbraucht es dringend Konzepte für den Zubau steuerbarer Kraftwerke und von\r\nFlexibilitätskapazitäten, die eine phasenweise sehr niedrige EE-Erzeugung (etwa in einer\r\n„Dunkelflaute“ im Winter) kompensieren können.\r\nDie angekündigte und in Eckpunkten vorgelegte Kraftwerksstrategie (KWS) der Bundesregierung\r\nist noch nicht beihilferechtlich freigegeben und sieht in letzten Entwürfen gegenüber der ursprünglich\r\nvorgesehen 24 GW nur noch Ausschreibungen zur Förderung von 10 GW neuer wasserstofffähiger\r\nGaskraftwerke vor. Für den ab 2028 geplanten Kapazitätsmechanismus liegt noch kein Konzept\r\nvor, sodass bislang keine Investitionsperspektive besteht. Eine Speicherstrategie befindet sich noch\r\n7 Abschlussbericht Chemistry4Climate, 2023; final-c4c-broschure-langfassung.pdf (vci.de), S. 17. Dargestellt\r\nwerden drei Szenarien: Szenario 1 (Fokus auf maximale direkte Stromnutzung) mit 464 TWh bis 2045,\r\nSzenario 2 (Fokus auf Wasserstoff und PtX-Brenn- und Rohstoffe) mit 508 TWh und Szenario 3 (Fokus auf\r\nSekundärrohstoffe) mit 325 TWh.\r\n6\r\nin der Entwurfsphase, ohne dass bisher nennenswerte Speicherkapazitäten in den Strommarkt\r\nintegriert wurden. Eine Finanzierung des Zubaus von Kraftwerken allein über den Energy-Only-\r\nMarkt erscheint sehr unwahrscheinlich.\r\nTrotz abnehmenden Stromverbrauchs hat Deutschland seit der Stilllegung der letzten\r\nKernkraftwerke deutlich mehr Strom importiert: So führte Deutschland im kommerziellen\r\nAußenhandel 54,1 TWh Strom ein und exportierte 42,4 TWh8 (+ 63 % gegenüber 2022), womit es\r\nerstmals seit 20 Jahren wieder Nettoimporteur war. Stromimporte sind grundsätzlich\r\nunproblematisch, da sie durch den Import günstigeren Stroms zu einer Senkung der\r\nBörsenstrompreise beitragen. Da das europäische Umland aber vor ähnlichen Herausforderungen\r\nim Zuge der Transformation steht, ist eine Verfügbarkeit des externen Stromangebots keinesfalls\r\nlangfristig gesichert – vor allem in kritischen Phasen mit niedriger Produktion aus Erneuerbaren.\r\nAuch unzureichende grenzüberschreitende Transportkapazitäten stellen eine große Hürde für\r\nStromimporte dar.\r\nBereits heute erhöhen sich durch das regulatorisch verknappte Stromangebot die Stromkosten\r\nerheblich, da die Bundesnetzagentur eigentlich bereits stillgelegten Kraftwerken eine teure\r\nReservefunktion zuweisen muss, deren Kosten wiederum Eingang in die Netzentgelte finden. Auch\r\ndiese Zusatzkosten der Energiewende müssen transparent dargestellt und bei Planungen der\r\nkünftigen Energieversorgung mit einbezogen bzw. möglichst vermieden werden.\r\nHandlungsempfehlungen zur Versorgungssicherheit:\r\n⬢ Keine weiteren Stilllegungen ohne Zubau: Bestehende Kraftwerksleistung darf nur dann\r\nstillgelegt werden, wenn sie zeitgleich durch neue, gesicherte Leistung kompensiert wird.\r\n⬢ Kraftwerksstrategie und Kapazitätsmechanismus schnell konkretisieren: Die\r\nGewährleistung der Versorgungssicherheit muss ein zentrales Ziel des zukünftigen\r\nStrommarktdesigns sein. Die KWS und der angekündigte Kapazitätsmechanismus müssen\r\nzügig konkretisiert und zur Konsultation vorgelegt werden.\r\n⬢ Der Kapazitätsmechanismus sollte technologieneutral ausgestaltet sein und auch\r\nlastseitige Flexibilitäten und KWK-Anlagen umfassen.\r\n⬢ Industrielle KWK, systemdienlich an Lastschwerpunkten und Wärmesenken gelegen, kann\r\neinen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten. Dazu braucht es geeignete\r\nRahmenbedingungen. Die bisherige Fördersystematik des KWKG mit abnehmenden\r\nförderfähigen Vollbenutzungsstunden führt zu Investitionsunsicherheiten jener Anlagen, die\r\neinen Großteil der KWK-Leistung erbringen. Die Fördersystematik sollte hin zu einer\r\nInvestitionsförderung bezogen auf die installierte Leistung für künftige Neuanlagen bzw. die\r\nModernisierung von Anlagen weiterentwickelt werden.\r\n⬢ Die Erbringung nachfrageseitiger Flexibilität muss freiwillig und marktlich erfolgen und\r\nanalog zu steuerbarer Kraftwerksleistung angemessen vergütet werden. Eine erzwungene\r\nErbringung nachfrageseitiger Flexibilität muss ausgeschlossen werden. Die\r\nFlexibilitätspotenziale in kontinuierlichen Industrieprozessen sind begrenzt, was bei der\r\n8 SMARD | Der Strommarkt im Jahr 2023\r\n7\r\nBedarfsplanung für Erzeugungskapazitäten und Netzinfrastrukturen berücksichtigt werden\r\nmuss9.\r\n⬢ Stromangebot ausweiten: Der Ausbau der Erneuerbaren muss parallel und koordiniert zum\r\nNetzausbau weiter beschleunigt werden, damit die ambitionierten Ausbauziele erreicht werden\r\nkönnen und Verbraucher stärker von niedrigeren Stromgestehungskosten der Anlagen\r\nprofitieren können. Der Ausbau muss dabei regulatorisch flankiert werden, um die zunehmende\r\nBelastung des EEG-Kontos zu adressieren, die sich insbesondere aus der ungesteuerten\r\nEinspeisung von Überschussstrom aus PV und damit einhergehenden Negativpreisen an der\r\nStrombörse ergibt.\r\n⬢ Ausbauvorhaben besser synchronisieren: Der Ausbau fluktuierender Leistung aus\r\nErneuerbaren, zusätzlicher steuerbarer Kapazitäten (v.a. H2-Ready Gaskraftwerke), die\r\nAktivierung von nachfrageseitigen Flexibilitätsoptionen sowie der Netz - und Infrastrukturausbau\r\nmüssen wesentlich besser als in der Vergangenheit miteinander synchronisiert werden. Es muss\r\ninsbesondere sichergestellt werden, dass der Zubau von dargebotsabhängigen neuen\r\nStromerzeugern im Gleichklang mit einem entsprechenden Ausbau der Netzkapazitäten\r\nbegleitet wird. Dies senkt auch die Engpassmanagement-Kosten. Planungs- und\r\nGenehmigungsverfahren für Energieerzeuger, Infrastruktur sowie Industrieanlagen müssen\r\nweiter beschleunigt werden.\r\n⬢ Die Ausbaufortschritte bei Erneuerbaren, steuerbarer Leistung, Flexibilitätsoptionen, und der\r\nInfrastruktur sollten in einem stetigen und integrierten Monitoring der drei Ziele geringer\r\nStromkosten, hoher Versorgungssicherheit und Dekarbonisierung überwacht werden,\r\nsodass bei einer drohenden Nichterreichung der Zielwerte rechtzeitig durch angemessene\r\nMaßnahmen gegengesteuert werden kann."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-08-30"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-08-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015644","regulatoryProjectTitle":"Konkrete Vorschläge für einen kurzfristigen Bürokratieabbau und Impulse für den wirtschaftlichen Aufschwung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2c/7b/503747/Stellungnahme-Gutachten-SG2503260016.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"heute schreibe ich Sie als Vorsitzende der Task Force Planungsbeschleunigung des VCIs an. Bürokratieabbau hat aus gutem Grund einen hohen Stellenwert in den Koalitionsverhandlungen. Für den VCI ist die hohe Bürokratie eine Hürde für den wirtschaftlichen Aufschwung. Wir haben konkrete Vorschläge erarbeitet wie wir kurzfristig Bürokratie abbauen können und damit mit dieser Koalition den wirtschaftlichen Aufschwung voranbringen können.\r\nFür Rücksprachen stehe ich ihnen jederzeit zur Verfügung.\r\n1. Redundante Gesetze, Berichtspflichten und Pflichten zur Überprüfung durch externe Sachverständige reduzieren- Die neue Bundesregierung sollte Personal (der Bundesbehörden) freistellen, um bestehende Gesetze und weitere Regelungen konsequent auf Konsistenzen, Redundanzen und Dopplungen zu überprüfen und abzuschaffen. Basis muss dabei Vertrauen und Eigenverantwortung der Unternehmen sein.\r\nHierzu gehören z. B. das deutsche Lieferkettengesetz, Emissionserklärungen nach 11. BImSchV, die Prüfung der Lösemittelbilanzen nach 31. BImSchV, Pflichten nach 42. BImSchV (Legionellen-Verordnung), das Arzneimittelrecht, das Energiewirtschaftsrecht und viele .\r\nHierzu gehört auch, das Gold-Plating von EU-Vorgaben zu unterlassen, z. B.:\r\n-\r\nDas Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz auf EU-Vorgaben reduzieren: nur auf Unternehmen mit einem Umsatz von mehr als 450 Mio. Euro anwenden (dadurch nur noch Hälfte der Unternehmen betroffen) und Risikobewertung für Zulieferer mit Sitz in der EU vereinfachen.\r\n-\r\nKeine Ausweitung von neuen Pflichten auf alle genehmigungsbedürftigen Anlagen, d.h. Anlagen, die nicht der EU-Richtlinie unterfallen.\r\n-\r\nDie anstehende Umsetzung der Industrieemmissionsrichtlinie muss mit dem möglichst größten Handlungsspielraum umgesetzt werden.\r\nIn der Praxis führen vor allem unsichere Rechtsbegriffe zu längeren Verfahren und aufwendigen Gutachten auf der Ebene der Genehmigungsbehörden. Verbändeanhörungen müssen ausreichende Rückmeldefristen haben und Praktiker von der Ebene der Genehmigungsbehörden eingebunden werden.\r\nKleine und mittlere Unternehmen können zudem gezielt von Berichtspflichten entlastet werden, wie es auch der NKR fordert, z.B.:\r\n-\r\nDie Zahl der Betrieblichen Beauftragten verringern und deren Aufwand deutlich reduzieren, beispielsweise unnötige Dokumentationspflichten streichen.\r\n-\r\nBagatellgrenze für Sachzuwendungen an Arbeitnehmer in der Sozialversicherung auf 100 Euro pro Mitarbeiter anheben und höhere Beträge pauschal verbeitragen, statt aufwändiger monatsgenauer Spitzabrechnungen.\r\n-\r\nPragmatische, einfach handhabbare Lösungen für die Pflicht zur Arbeitszeiterfassung gewährleisten, flexiblere Arbeitszeitmodelle ermöglichen und Vertrauensarbeitszeit sichern.\r\n-\r\nEine umfassende Nutzung der Textform zur Erfüllung der Nachweispflicht gemäß §126b BGB in allen Branchen zulassen.\r\n-\r\n2. Smarte und klare Regulierung: Die Praxischecks des BMWK sind auf alle Ressorts auszuweiten und sollten Belange mittelständischer Unternehmen in besonderem Maße berücksichtigen. Dabei müssen Praktiker aus der Vollzugsebene aus Unternehmen und dem Behördenvollzug eingebunden sein.\r\n3. Die bisherige Bürokratiekostenmessung bildet die tatsächlichen Kosten nicht ab. Das neue Modell der Bürokratiekostenmessung sollte den einmaligen Erfüllungsaufwand sowie den gesamten Erfüllungsaufwand aus der Umsetzung von EU-Recht berücksichtigen und realistisch abbilden – einhergehend mit einer entsprechenden Anpassung der „One in, one Out“-Regelung.\r\n4. Vollständige Umsetzung des Bund-Länderpakts zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren. Planungs- und Genehmigungsprozesse müssen neu gedacht und vollständig digitalisiert werden unter Schaffung eines hohen Schutzes für sensible Daten. Die Verantwortung für einen rechtskonformen nachhaltigen Anlagenbetrieb liegt bei Unternehmen mit der Folge einer Ausweitung der Anzeigeverfahren und einer Verringerung der genehmigungspflichtigen Anlagen sowie Anlagenänderungen. Ziel muss es sein, die Prüfpflichten durch externe Sachverständige zu verringern, die Öffentlichkeitsbeteiligung zu begrenzen und neu zu denken und die Bauleitplanung zu stärken.\r\nKonkrete Vereinfachungen, die auch der NKR erhebt, sind z.B.:\r\n-\r\nLandesbauordnungen bundesweit harmonisieren, v.a. beim Brandschutz.\r\n-\r\nGenehmigungsfiktion nach Ablauf von adäquaten Fristen zur Bearbeitung und Entscheidung.\r\n-\r\nStichtagsregelungen für Antragsunterlagen, damit diese nicht neu eingereicht werden müssen, wenn sich zwischenzeitlich die gesetzlichen Vorgaben ändern.\r\n-\r\nBei Umweltverträglichkeitsprüfung Bagatellschwellen für kleinere Vorhaben einführen und Ersatzbauten ausnehmen.\r\n-\r\nUmweltverträglichkeitsprüfungen wie bei Windenergieanlagen auch für weitere Anlagen entfallen lassen, wenn zuvor eine strategische Umweltprüfung durchgeführt wurde.\r\n-\r\nBisher verpflichtende öffentliche Erörterungstermine ins Ermessen der Behörden stellen; keine Beteiligung von Nichtbetroffenen.\r\n-\r\nMittelfristig digitale Plattformen schaffen, über die Anträge und Unterlagen eingereicht, geprüft und zurückgesendet werden können und die Öffentlichkeitsbeteiligung gesteuert und koordiniert werden kann.\r\n-\r\nErst- und letztinstanzliche Zuständigkeit des BVerwG bei Klagen gegen länderübergreifende und national bedeutsame Infrastrukturvorhaben einführen (wie bei LNG-Terminals).\r\n-\r\nEinheitliche Standards für Natur- und Artenschutz festsetzen; gefährdete Tierarten in abschließender Liste festlegen.\r\n-\r\nRahmengenehmigungen für typengleiche Anlagen einführen. Beim Bau einer weiteren Anlage soll ein Anzeigeverfahren ausreichen.\r\n5. Die Umweltregulierung (inkl. Planungsrecht und Umweltverträglichkeitsprüfung) muss als Gesamtkonstrukt und Teil einer dynamischen und nachhaltigen Wirtschaftspolitik begriffen werden und spätestens bis 2027 an die aktuellen Gegebenheiten (globale Herausforderungen, Rohstoffe, Fachkräfte, Cyberrisiken) angepasst werden im Sinne einer umfassenden Modernisierung. Frühzeitig ist eine Rechtsförmlichkeitsprüfung vorzunehmen. Dabei sind insbesondere Doppelregulierungen zu identifizieren und mutig abzuschaffen. Die Regelungen müssen klar und bestimmt sein, so dass Vollzugshilfen und weitere Hilfestellungen\r\nbegrenzt werden. Der Anwendungsbereich der Regelungen muss klar und eindeutig sein.\r\n6. Digitalisierungsoffensive in Bundes- und Landesbehörden für schnellere Genehmigungsverfahren und weniger Bürokratiekosten starten und zügig umsetzen auf Basis bundeseinheitlicher Systeme und Standards. Hier muss Cybersicherheit und Schutz sensibler Daten höchste Priorität haben, Doppelregulierungen sind konsequent zu identifizieren und abzuschaffen.\r\nKonkrete Erleichterungen sind z.B.:\r\n-\r\nEingaben an Behörden elektronisch ermöglichen; Behörden in weiteren Bereichen automatisierte Bescheide erlauben; einfache Antwortmöglichkeit bereitstellen, über Portal-Lösungen, mindestens durch Angabe der E-Mail-Adresse.\r\n-\r\nElektronische Brieftasche für Mobiltelefone bereitstellen (EUID-Wallet); Nachweise einfach digital erstellen, freigeben und versenden.\r\n-\r\nStatistikpflichten durch verfügbare Daten aus Verwaltungsregistern ersetzen.\r\n-\r\nVorgeschriebene Gebrauchs- und Sicherheitsanleitungen mittels QR-Codes auf der Verpackung bereitstellen statt in Papierform.\r\n-\r\nRegister modernisieren: Daten nur noch an eine Stelle melden, von dort werden diese bei Bedarf von anderen öffentlichen Stellen digital abgerufen (Once-Only-Prinzip).\r\n7. Produktion sauberer Technologien in Europa stärken (Net Zero Industry Act, NZIA): Um neue, wettbewerbsfähige Technologien in der EU voranzutreiben, ist es notwendig, den Bau neuer Anlagen zu beschleunigen. Konkret sollte Art. 10 des NZIA, der die strikte Einhaltung aller umweltrechtlichen Anforderungen aus den fachrechtlichen Richtlinien (z. B. IED) fordert, gestrichen werden. Die bisherigen Anforderungen laufen dem Ziel der beschleunigten Genehmigung zuwider und sollten daher im Kontext des Industrial Decarbonisation Accelerator Act aufgehoben werden.\r\n8. Fördermaßnahmen und Verwaltungsprozesse auf innovationshemmende Regulierungen, Dokumentations- und Berichtspflichten überprüfen. Anpassungsbedarf besteht bezüglich Agilität, Effizienz und Effektivität.\r\n-\r\nVerkürzung der Prozesse, effektive Vorbereitung der Antragssteller und Kommunikation mit Projektträgern und Ressorts, Verringerung des Aufwands bei Projektbeantragung & -abwicklung, ressortübergreifende Vereinheitlichung des Förderprocederes, lückenlose Digitalisierung der Verfahren, transparente und planungssichere Verfahren entlang der Entwicklungskette, Rahmenbedingungen für Kooperationsvereinbarungen, Erhöhung der Förderquoten und möglichst effektive Auslegung der europäischen Rahmenbedingungen.\r\nRegulatorische Freiheiten und Experimentierräume, in denen neue Technologien offen erprobt und angewendet werden können und gute Investitions- und Innovationsbedingungen in Richtung mehr Finanzierung und weniger Bürokratie erhalten, sind dafür essenziell. Ein Reallaborgesetz mit technologiespezifischen und Standort-bezogenen Experimentierklauseln muss zukünftig bürokratische Erleichterungen schaffen.\r\n9. Zielerreichung, praktikablen Vollzug, und das Verhältnismäßigkeitsprinzip bei Gesetzen und Verordnungen (inkl. untergesetzlichem Regelwerk) mitdenken, wobei Belange des Mittelstands eine hohe Priorität haben (Kosten-Nutzen-Verhältnis). Ein Beispiel ist hier die CBAM-Umsetzung (siehe Punkt 11) oder die Mikroplastik-Verordnung.\r\n10. Klare, einheitliche Definitionen verwenden für mehr Rechtssicherheit: Aktuelle gesetzliche Neuerungen z. B. im Energiebereich (Marktstammdatenregister, Energieeffizienzgesetz, Gebäudeenergiegesetz und Wärmeplanungsgesetz) enthalten oft neue Definitionen und Dokumentations- und Berichtspflichten. Diese sollen durch möglichst einheitliche gesetzliche Definitionen sowie schlanke und nutzerfreundliche Verfahren synchronisiert werden, um Belastungen auf ein Mindestmaß zu reduzieren und Chancen für die Energie- und Wärmewende zu realisieren. Bei der Entwicklung werden Unternehmen der Industrie, insbesondere aus dem Mittelstand, frühzeitig eingebunden, um ihre Betroffenheit, Bedürfnisse, fachliche Expertise und Kapazitäten zu berücksichtigen.\r\n11. Die Bundesregierung muss sich bereits auf europäischer Ebene dafür einsetzen, dass gemäß den Vorgaben der Präsidentin der Europäischen Kommission durch „Political Guidelines“ und den „Mission Letter“ die Vereinfachung und Entbürokratisierung der Gesetzgebung konsequent an der Quelle erfolgt. Dabei kommt es auch auf eine effektive Anwendung des Instruments der Wettbewerbsfähigkeitsprüfung und des „One in, one out-Prinzips“ bei neuen Gesetzesvorschlägen auf EU-Ebene an. Bestehende Legislativakte müssen umfassend überprüft und entsprechend angepasst werden, am besten mittels der von der EU-Kommission geplanten sektoralen Omnibus-Verfahren.\r\nDies betrifft insbesondere folgende Bereiche und Maßnahmen:\r\nChemikalienregulierung:\r\n−\r\nBeibehaltung und Stärkung des Konzepts der wissenschaftlichen Risikobewertung. Die Bewertung des PFAS-Beschränkungsvorschlags muss differenziert und risikobasiert betrachtet werden.\r\n−\r\nVerzicht auf pauschale, generische Regulierungsansätze z. B. für Stoffbeschränkungen oder Verbote. Sie untergraben die wissenschaftliche Risikobewertung und gehen zu Lasten der Chemikalienvielfalt, Innovation, Wettbewerbsfähigkeit und Planungssicherheit. Außerdem könnten sie die Beteiligung der Unternehmen, z. B. an Beschränkungsverfahren, unangemessen einschränken.\r\n−\r\nFokus auf der Implementierung der bestehenden Vorschriften, die weltweit die höchsten Sicherheitsstandards haben. Keine neuen oder erweiterten Berichts-, Notifizierungs- oder Registrierungspflichten. Vereinfachung und Entbürokratisierung unter Beibehaltung erreichter Schutzstandards mit nachweisbaren Entlastungen für die Unternehmen.\r\n−\r\nPrüfung aller Vorgaben durch umfassende Folgenanalysen: Auswirkungen auf Chemikalienvielfalt, Resilienz, Innovationskraft, Wettbewerbsfähigkeit, Standortattraktivität, Erhalt der Wertschöpfungsketten, Bürokratieabbau, Belastung und Umsetzbarkeit für den deutschen Mittelstand.\r\n−\r\nBei Vorschriften für Chemikalien muss ein europaweit harmonisierter Vollzug zuverlässig erfolgen und durchgesetzt werden können. Dies betrifft insbesondere Kontrollen für importierte Produkte. Nachteile der deutschen\r\nund europäischen Industrie müssen vermieden und gleiche Bedingungen für\r\nalle Marktteilnehmer geschaffen werden.\r\nIED:\r\nDie Bundesregierung soll sich auf europäischer Ebene dafür einsetzen, dass die vorliegende IED novelliert wird. Die IED soll zusammen mit anderen Umweltgesetzen wie etwa der Kommunal-Abwasserrichtline (KARL) in einem europäischen Omnibusverfahren im Lichte ihrer Kompatibilität mit der Wettbewerbsfähigkeit der Industrie zeitnah überprüft werden.\r\nDas BMUV hat bereits in der vergangenen Legislatur die Verbändeanhörung eingeleitet. Mit Blick auf die Diskontinuität und die Einarbeitung der Ergebnisse des Planspiels sollte eine erneute Verbändeanhörung in dieser Legislatur stattfinden. Bei der Umsetzung in deutsches Recht sollten folgende Grundsätze gelten:\r\n-\r\nda das deutsche Umwelt- und Genehmigungsrecht bereits hohe Umweltstandards erfüllt, werden wir bei der Umsetzung der IED ins deutsche Recht unter Ausschöpfung des gegebenen zeitlichen Rahmens die vorhandenen gesetzlichen Regelungen nur dort ergänzen, wo eindeutig nachgewiesene Lücken gegeben sind. Handlungsspielräume für Vereinfachungen sollen ausgeschöpft werden.\r\n-\r\ndie Pflicht zur Umsetzung von Umweltmanagementsystemen inkl. Chemikalieninventar für jede einzelne Industrieanlage gemäß der IED-Richtlinie sollte abgeschafft werden.\r\n-\r\ndie Regelung zum Transformationsplan sollten entfernt werden. Diese Regelung würde nur die Berichtspflichten erweitern, ohne dass dadurch die Transformation beschleunigt wird.\r\n-\r\nDarüber hinaus sehen wir es kritisch, dass ein Chemieanlagenbetreiber gem. neuer IED Art. 11 die Erzeugung von Erneuerbarer Energie vorantreiben soll, dies gehört nicht zum Kerngeschäft und schafft ggf. absurde Nachweispflichten / Diskussionen im Rahmen von Genehmigungsverfahren (\"nach Möglichkeit\").\r\nEnergie- und Klimabeihilfen:\r\nDie Bundesregierung soll sich auf europäischer Ebene dafür einsetzen, dass in den Energie- und Klimabeihilfen (KUEBLL) sowie in den europäischen Beihilfeleitlinien der Strompreiskompensation die ökologischen Gegenleistungen gestrichen werden. Diese verursachen auf nationaler Ebene bei der Beantragung verschiedener Subventionen (z. B. Strompreiskompensation, BEVC) unnötigen bürokratischen Aufwand.\r\nCBAM:\r\nDie Bundesregierung soll sich auf europäischer Ebene dafür einsetzen, dass die im Rahmen des Clean Industrial Deal angekündigten Vereinfachungen der CBAM-Verordnung umgesetzt werden. Zwar lösen diese das Grundproblem des CBAM nicht, dienen aber zumindest der Minderung des bürokratischen Aufwands für CBAM-Anwender. Bei der Entscheidungsfindung zur angedachten Ausweitung des CBAM-Scopes ist der bürokratische Aufwand der Umsetzung in angemessenem Ausmaß zu berücksichtigen.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017684","regulatoryProjectTitle":"Wasserstoffinitiative 2035","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/53/f9/567125/Stellungnahme-Gutachten-SG2506300176.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Confidential\r\nInitiative 2035:\r\nHürden abbauen für Wasserstoffinvestitionen\r\nDie Entwicklung eines Marktes für grünen Wasserstoff kommt nur schleppend voran, dies gilt sowohl für die Europäische Union1 als auch für Deutschland2. Dafür gibt es mehrere Ursachen, doch ein wesentlicher Grund sind die hohen Produktionskosten von Renewable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO) – grünem Wasserstoff. Kostentreiber sind die geltenden Strombezugskriterien, die für die Erzeugung des grünen Wasserstoffs einzuhalten sind.\r\nDie Definition des Strombezugs für RFNBO wurde nach langen Verzögerungen (ähnlich wie bei der Notifizierung der IPCEI-Fördergelder) in einem Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) im Februar 2023 festgelegt. Viele Unternehmen aus Industrie und Energiewirtschaft hatten damals Bedenken gegen die strikten Kriterien geäußert. Dennoch war die Erwartung, dass mit der Definition und der daraus resultierenden Planungssicherheit der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft mit grünen Projekten Fahrt aufnehmen würde.\r\nEs ist inzwischen aber evident, dass der Hochlauf noch nicht im gewünschten Umfang stattfindet. Bis Mitte 2028 ist ein Bericht zum Delegierten Rechtsakt seitens der EU-Kommission vorgesehen, worauf eine Anpassung der Kriterien folgen könnte. Dieser Zeitpunkt ist jedoch viel zu spät für eine Revision, die einen erfolgreichen und zügigen Wasserstoffhochlauf ermöglicht.3\r\nHelfen würde die Verschiebung der ab 2028 bzw. 2030 geltenden Strombezugskriterien für Additionalität und zur zeitlichen Korrelation auf das Jahr 2035. Für eine Verschiebung des Inkrafttretens der verschärften Kriterien müssten im Delegierten Rechtsakt selbst keine großen systematischen Veränderungen vorgenommen werden. Es sind lediglich die Jahreszahlen auszutauschen: zweimal 35!\r\nEine solche Vereinfachung ist im Sinne des Clean Industrial Deal der neuen EU-Kommission, fährt bestehende Überregulierung zurück, kann den Wirtschaftsstandort unbürokratisch stärken und zur Erreichung der Klimaschutzziele beitragen.\r\nEin erfolgreicher Wasserstoffmarkthochlauf, der Aufbau sauberer Technologien und die Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit energieintensiver Industrien im Sinne der Resilienz Europas und Deutschlands gehören zusammen.\r\nAdditionalität ab 2035\r\nNach aktueller Fassung des Delegierten Rechtsaktes darf der Strom für RFNBO ab 2028 nur noch aus neuen und ungeförderten Anlagen erneuerbarer Energien (EE-Anlagen) bezogen werden. Diese Anlagen dürfen maximal 36 Monate vor dem für die Herstellung von RFNBO-konformem\r\n1 Europäischer Rechnungshof (2024): news-sr-2024-11 | European Court of Auditors\r\n2 Nationaler Wasserstoffrat (2024): Wasserstoffhochlauf in Gefahr – Sofortmaßnahmen dringend erforderlich bzw. in Deutschlands H2-Bilanz (2024), bereitgestellt durch e.on in Zusammenarbeit mit dem EWI.\r\n3 Ein hinderlicher regulatorischer Rahmen bis 2028 verzögert Investitionen oder lässt Projekte sogar scheitern, weil bspw. die Bankability fehlt, die benötigten PPAs nicht zustande kommen oder verbindliche Projektkalkulationen kaum möglich sind.\r\nConfidential\r\nWasserstoff notwendigen Elektrolyseur in Betrieb gegangen sein. Ursprünglich sollte damit der Ausbau von EE-Anlagen angereizt werden.\r\nDurch die aktuelle Ausgestaltung des Kriteriums der Additionalität werden die Wasserstoffgestehungskosten allerdings um 1-2 Euro/kg verteuert.4 Dies bedeutet rund 3-6 Mrd. Euro zusätzliche Produktionskosten bei einem Bedarf von 100 TWh im Jahr 2030 im Vergleich zum Strombezug aus erneuerbaren Bestandsanlagen. Jeder Euro zu viel schwächt die Wasserstoffnachfrage z.B. in Industriebranchen, die die höheren Produktionskosten nicht weiterreichen können.\r\nEE-Anlagen werden nur errichtet, wenn sie wirtschaftlich sinnvoll sind, unabhängig davon, ob der Strom an einen Elektrolyseur oder in den Strommarkt geliefert wird. Die Verpflichtung für Elektrolyseure bei Produktion von grünem Wasserstoff, Strom nur aus neuen EE-Anlagen zu beziehen, hat daher insgesamt keinen expansiven Effekt auf den Bau von EE-Anlagen, schränkt dafür aber die Bezugsoptionen der Wasserstoffproduzenten massiv ein.\r\nStündliche Korrelation ab 2035\r\nGegenwärtig muss der Strombezug eines Elektrolyseurs der Stromerzeugung des zugehörigen EE-Portfolios in einem Monat entsprechen. Ab 2030 sieht der Delegierte Rechtsakt vor, dass dies in jeder Stunde der Fall sein muss.\r\nDie aktuell geltende monatliche zeitliche Korrelation erlaubt es dem Elektrolyse-Betreiber, den Strombezug am Spotmarkt zu optimieren. Er kann seine Wasserstoffproduktion, in anlagenabhängigen Grenzen, an die Preissignale des Strommarktes anpassen. Die Preissignale wiederum sind ein geeigneter Indikator dafür, wie viel Strom EE-Anlagen in einer Gebotszone zu dem jeweiligen Zeitpunkt produzieren. Der Elektrolyseur läuft unter diesen Voraussetzungen also tendenziell in Zeiten mit hoher EE-Einspeisung. In Zeiten hoher Strompreise hingegen kann der Strom aus dem eigenen Bezugsportfolio wieder verkauft werden. Insgesamt dämpft die Möglichkeit zum bilanziellen Ausgleich von EE-Stromerzeugung aus kontrahierten Anlagen und EE-Stromverbrauch im Elektrolyseur über einen Monat die Strombezugskosten für den Elektrolyseur im Vergleich zur stündlichen Korrelation um rd. 1€/kg – ein weiterer Baustein zur Minderung der Förderlücke.5\r\nDies hat zudem zwei günstige Markteffekte: Bei Knappheit wird der Strompreis im Markt durch Mengen aus dem Bezugsportfolio des Elektrolyseurs gedämpft. Umgekehrt wird mittels des steigenden Strombedarfs durch Elektrolyseure in Stunden mit hohem EE-Angebot der Förderbedarf von EE-Anlagen reduziert, weil sehr geringe oder negative Strompreise weniger häufig auftreten.\r\nDarüber hinaus erlaubt die monatliche zeitliche Korrelation es Elektrolyseur-Betreibern, unvorhersehbare Abweichungen zwischen unzutreffender Wetterprognose und Lieferverpflichtung auszugleichen. Auf stündlicher Basis muss hingegen eine zusätzliche Speicherung einkalkuliert oder mehr Flexibilität vom Kunden verlangt werden. Beides verursacht höhere Kosten bei der grünen Wasserstofferzeugung.\r\n4 Für Deutschland belegt durch Frontier Economics (2021), S.25 Grünstromkriterien der RED II - Auswirkungen auf Kosten und Verfügbarkeit grünen Wasserstoffs in Deutschland - Kurzstudie für die RWE AG .\r\n5 In der Größenordnung für Deutschland belegt durch Frontier Economics (2021), S.32 und eigene Berechnungen der unterzeichnenden Unternehmen.\r\nConfidential\r\nJe kürzer die zeitliche Korrelation vorgeschrieben wird, desto komplexer ist eine Strombeschaffung, die eine Fahrweise des Elektrolyseurs mit Mindestlast gewährleistet. Denn dies verhindert ein verschleiß- und damit kostenintensives Ab- und Anfahren der Anlage.\r\nAuch für die Senkung der CO2-Emissionen ist eine monatliche Korrelation günstiger. Zwar kann ein Elektrolyseur durch monatliche Optimierung am Strommarkt in einigen Stunden Strom beziehen, der teilweise aus fossilen Kraftwerken stammt. Doch dafür ersetzt EE-Strom aus dem Bezugsportfolio des Elektrolyseur-Betreibers in hochpreisigen Stunden oftmals CO2-intensivere Elektrizität.6\r\nDaher wäre es sinnvoller, eine monatliche Korrelation beizubehalten. Um zumindest initiale Investitionen in den Wasserstoffhochlauf zu erleichtern, sollte eine engere stündliche Korrelation jedenfalls auf 2035 verschoben werden.\r\nKonkrete Anpassungsbedarfe\r\n-\r\nAdditionalität ab 2035: Im Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) sollten in Art. 11 die Jahreszahlen 2028 gegen 2035 ausgetauscht werden.\r\n-\r\nStündliche Korrelation ab 2035: Im Delegierten Rechtsakt (EU 2023/1184) sollte in Art. 6, Abs. 1 die Angabe 2029 durch 2034 ausgetauscht werden. Zudem sollte in Abs. 2, Satz 1 die Jahreszahl 2030 durch 2035 ersetzt werden.\r\nFazit\r\nMit einer administrativ wenig aufwändigen Anpassung des Delegierten Rechtsaktes kann ein großer wirtschaftlicher Effekt erzielt und der Wasserstoffmarkthochlauf unkompliziert beschleunigt werden. Durch den Abbau der existierenden Überregulierung können die Wasserstoffgestehungskosten signifikant gesenkt werden – mit einem positiven Effekt für die ganze Wasserstoffwertschöpfungskette.\r\nEine Verlängerung der Kriterien bis 2035 ermöglicht mehr Zeit für ein gründliches Review, während der Rahmen für den Markthochlauf in den nächsten Jahren weiterhin gesetzt ist.\r\nDie hier aufgeführten Unternehmen sind auf verschiedenen Stufen entlang der Wasserstoffwertschöpfungskette aktiv und unterstützen diese Initiative.\r\n6 Dies belegen mehrere Studien: Ruhnau, O. & Schiele, J. (2023), S. 14 Flexible green hydrogen: The effect of relaxing simultaneity requirements on project design, economics, and power sector emissions - ScienceDirect; Consentec et al. (2023), S. i Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff.\r\nConfidential"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019193","regulatoryProjectTitle":"Regulierungshemmnisse beim Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft beseitigen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/de/16/627977/Stellungnahme-Gutachten-SG2510100032.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\n2\r\nWasserstoff-Hochlauf ermöglichen. Transformation vorantreiben. 3\r\nHerausforderungen und Handlungsempfehlungen der Wasserstoffwirtschaft in 4 Deutschland 5\r\nDie H2ercules-Initiative trägt in großem Umfang zur Entstehung eines Wasserstoffmarktes und damit zur 6 Dekarbonisierung und Diversifizierung des deutschen Energiesystems bei. Wir wollen den Aufbau eines 7 Wasserstoffökosystems in Deutschland ermöglichen, bestehend aus dem H2ercules-Netz (Teil des Was-8 serstoffkernnetzes), von diesem Netz abgehenden Anbindungsleitungen auf Verteilnetzebene, Wasser-9 stofferzeugungsanlagen und -speichern sowie anzuschließenden industriellen Verbrauchern einschließ-10 lich H2-ready Gaskraftwerken. 11\r\n12\r\nDie Wasserstoffwirtschaft steht am Scheideweg. Neue Lösungen sind fällig. 13\r\nDer Hochlauf einer integrierten Wasserstoffwirtschaft in Deutschland ist von zentraler Bedeutung für die 14 Dekarbonisierung industrieller Prozesse und die Erreichung der nationalen Klimaziele. Deshalb ist es von 15 entscheidender Bedeutung, dass Unternehmen, die investieren, Verbindlichkeit in der politischen Zielset-16 zung erhalten und Instrumente und Maßnahmen über die Legislaturperioden hinweg fortgeführt werden. 17 Während die Arbeiten am Wasserstoffkernnetz voranschreiten, stehen die anderen Stufen der Wasser-18 stoffwertschöpfungskette vor erheblichen Herausforderungen – so bleiben sowohl der Hochlauf der Was-19 serstofferzeugung als auch die Entwicklung der Wasserstoffnachfrage deutlich hinter den Prognosen zu-20 rück. Entsprechend gering ist der Fortschritt beim Ausbau der grenzüberschreitenden Infrastruktur oder 21 dem Ausbau von Speichern. Dieses Papier skizziert die wesentlichen Problemfelder und zeigt praxisnahe 22 Lösungsansätze auf. 23\r\n24\r\nScharfe Vorgaben bremsen die Wasserstoffproduktion. Rechtlich und regulatorisch be-25 steht Reformbedarf. 26\r\nDie regulatorischen Anforderungen – insbesondere die Vorgaben der Delegierten Rechtsakte für RFNBO 27 – sind komplex, schwer planbar und bremsen Investitionen in Produktionskapazitäten. Die zwingende 28 Einhaltung von Kriterien wie Additionalität und Zeitgleichheit (Korrelation) führt zu Einschränkungen in der 29 Betriebsführung und treibt die Kosten für Wasserstoff in die Höhe. Daher sollten die Übergangsfristen 30 verlängert und Überregulierungen generell zurückgeführt werden. Auch der Delegierte Rechtsakt für koh-31 lenstoffarmen Wasserstoff ist in aktueller Fassung ebenfalls überreguliert, kostentreibend und bietet nur 32 geringen Mehrwert für die Dekarbonisierung. Der Aufbau entsprechender Produktionskapazitäten und 33 damit die Bereitstellung der benötigten Wasserstoffmengen für den Hochlauf wird erschwert. 34\r\n35\r\nHandlungsempfehlungen: 36\r\n•\r\nAnpassung des Delegierten Rechtsakts (EU 2023/1184) für RFNBO durch Verlängerung der 37 Übergangsfristen der Additionalität und der stündlichen Korrelation bis mindestens 2035 38\r\n•\r\nAnpassung und Vereinfachung der Kriterien des Delegierten Rechtsakts zur Erzeugung von koh-39 lenstoffarmem Wasserstoff 40\r\n•\r\nBereitstellung eines nationalen Budgets im Rahmen der Auktionen der European Hydrogen Bank 41 („Auction-as-a-Service“) 42\r\n•\r\nVerbesserung der Rahmenbedingungen für Elektrolyse (Aufhebung Mindestpreis), durch eine 43 Reform der Regelung „Nutzen statt Abregeln“ (§ 13k EnWG) 44\r\n•\r\nRückführung weiterer Überregulierung beim Wasserstoff wie im Koalitionsvertrag der Bundesre-45 gierung vereinbart, schnelle Verabschiedung und Umsetzung des Wasserstoffbeschleunigungs-46 gesetzes 47\r\nPreis- und Mengenrisiken führen zu Unsicherheit. Absicherung kann Abhilfe schaffen. 48\r\nEin zentrales Hemmnis für Investitionen in den Wasserstoffmarkt ist die hohe Unsicherheit über zukünf-49 tige Abnahmemengen und Zahlungsbereitschaften. Die offene Frage der Risikoverteilung führt häufig 50 dazu, dass Finanzierungs- und Investitionsentscheidungen für Wasserstoffprojekte, die auf langfristige 51 Lieferverträge angewiesen sind, ausbleiben. Da Belieferungsmodelle für Wasserstoff in der Regel entlang 52 der gesamten Wertschöpfungskette konzipiert werden – z.B. von erneuerbarem Strom über die Produk-53 tion, den Transport, die Verteilung und die Speicherung bis hin zur Lieferung – braucht es einen ganzheit-54 lichen Umgang mit den hierbei entstehenden Risiken (z.B. Marktpreisrisiko, Abnahmerisiko, Lieferrisiko). 55 Damit fehlende Besicherungen nicht mehr Show-Stopper für den Abschluss von Wasserstofflieferverträ-56 gen bleiben, sind staatliche Absicherungsinstrumente erforderlich. 57\r\n58\r\nEin weiteres Hemmnis für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft stellt die fehlende Sicherheit und die 59 Kurzfristigkeit der Abnahme für die Endprodukte von Wasserstoffabnehmern dar. Energieintensive 60 Grundstoffindustrien wie Chemie, Glas, Stahl und Zement knüpfen einen wesentlichen Teil ihrer Pläne 61 zur Transformation an die Abnahmezusagen ihrer Endkunden, können mit diesen zum Teil aber nur Ver-62 träge mit Laufzeiten von unter einem Jahr abschließen. Zur Ermöglichung der Transformation der Grund-63 stoffindustrien muss auch der Wasserstoffeinsatz in der Prozessdampferzeugung berücksichtigt werden, 64 um entlang der Wertschöpfungskette dekarbonisieren zu können. Hinzukommen müssen finanzielle oder 65 regulatorische Anreize zum Einsatz von Wasserstoff in Schlüsselindustrien. 66\r\n67\r\nHandlungsempfehlungen: 68\r\n•\r\nEtablierung von Intermediären wie Hintco und Midstreamern, die Kopplungsrisiken zwischen 69 Wertschöpfungsstufen trennen und mit staatlichen Garantien zur Übernahme von Kredit- und 70 Ausfallrisiken in der Lieferkette ausgestattet werden 71\r\n•\r\nAusweitung der Bürgschaftsmodelle wie Avalkreditprogramme oder staatlichen Großbürgschaf-72 ten auf Wasserstofflieferverträge 73\r\n•\r\nSchaffung grüner Leitmärkte, z.B. durch Einführung eines verpflichtenden Einsatzes bestimmter 74 CO2-reduzierter Grundstoffe bei öffentlichen Investitionen 75\r\n•\r\nUmsetzung RED III im Transportsektor über eine THG-Minderungsquote mit attraktiven Anreizen 76 zum Einsatz von Wasserstoff als Dekarbonisierungsoption 77\r\n•\r\nSchaffung von Planungssicherheit durch Verstetigung staatlicher Förderprogramme sowie Kom-78 bination von Förderprogrammen auf Produktions- und Abnahmeseite ermöglichen 79\r\n80\r\nOhne Infrastruktur droht Anschlussverlust. Netze und Speicher sind systemrelevant. 81\r\nFür den erfolgreichen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist eine leistungsfähige und integrierte Infra-82 struktur unerlässlich. In der Übergangsphase, bis das Wasserstoffkernnetz entsprechend ausgebaut ist, 83 können Abnehmer oftmals nicht oder nur sehr begrenzt physisch erreicht werden, obwohl diese bereits 84 früher grünen oder kohlenstoffarmen Wasserstoff nutzen wollen, um z.B. selbstproduzierten grauen Was-85 serstoff zu ersetzen. Durch eine befristete Übergangsregelung kann diesem Problem entgegengewirkt 86 werden, indem bilanzielle Nachweise zur Erfüllung der THG-Minderungsquote anerkannt werden. 87\r\n88\r\nNeben dem Aufbau und der Auslastung des deutschen Wasserstoffkernnetzes gehört dazu auch dessen 89 rechtzeitige grenzüberschreitende Anbindung bis spätestens Anfang der 2030er Jahre. Diese Anbindun-90 gen sind essenziell für den Import von Wasserstoff und die europäische Marktintegration. Um eine flä-91 chendeckende Versorgung mit Wasserstoff sicherzustellen, muss neben der Transport- auch die Verteil-92 netzinfrastruktur in den Blick genommen werden. Rund 99 Prozent aller Gaskunden, die gasbasierte 93 Stromerzeugung sowie ein Großteil der Prozessdampf- und Fernwärmeerzeugung werden gegenwärtig 94 über das Verteilnetz versorgt. Unklarheiten bei der Planung und der Finanzierung der Verteilnetzumstel-95 lung müssen daher zügig ausgeräumt werden. Gleichzeitig müssen Speicher als integraler Bestandteil 96 der Transportkette verstanden und berücksichtigt werden. Großspeicher übernehmen eine systemrele-97 vante Funktion, indem sie als Puffer zwischen volatiler Produktion und kontinuierlicher industrieller 98\r\nAbnahme agieren. Ihre technologische und wirtschaftliche Einbindung in das entstehende Marktgebiet ist 99 bislang unzureichend adressiert. 100\r\n101\r\nHandlungsempfehlungen: 102\r\n•\r\nEinführung einer zeitlich begrenzten, nationalen Übergangsregelung („Early Delivery“-Konzept), 103 die es physisch noch nicht an das Kernnetz angebundenen Abnehmern ermöglicht, Teile ihrer 104 THG-Minderungsquote durch bilanziellen Nachweis zu erfüllen, bis sie angebunden sind 105\r\n•\r\nSicherstellung des Ausbaus und der rechtzeitigen physischen Anbindung des deutschen Kern-106 netzes an zentrale europäische Übergabepunkte. Hierzu bedarf es der Verbesserung der Finan-107 zierungsbedingungen für das Kernnetz1 sowie der Sicherstellung der Finanzierung der europäi-108 schen Importkorridore. 109\r\n•\r\nEinführung eines neuen Ordnungsrahmens für die Verteilnetzinfrastruktur, der die Umstellung auf 110 Wasserstoff diskriminierungsfrei regelt, Klarheit bei der Finanzierung schafft, Anschlussregeln 111 flexibilisiert und die Einzelpläne der Verteilnetzbetreiber regional bündelt 112\r\n•\r\nAnerkennung von Speichern als systemrelevante Infrastruktur sowie Förderung ihrer Flexibilität, 113 Reaktionsgeschwindigkeit und Netzstützungsfunktion 114\r\n•\r\nEntwicklung eines rechtlichen Rahmens zur subsidiären Finanzierung von Bau und Betrieb von 115 Wasserstoffspeichern – in Anlehnung an das Amortisationskonto für das Wasserstoffkernnetz 116\r\n117\r\nFazit 118\r\nDer erfolgreiche Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft erfordert weitere politische Weichenstellungen: Not-119 wendig sind rechtliche und regulatorische Reformen, staatliche Absicherungsmechanismen für Investitio-120 nen, gezielte Förderprogramme auf der Nachfrageseite sowie die schnelle Integration von Speichern und 121 Verteilnetzen in den anstehenden Infrastrukturaufbau. Die H2ercules-Initiative ruft dazu auf, die vor uns 122 liegenden Herausforderungen zu bewältigen – für eine erfolgreiche Wasserstoffzukunft in Deutschland 123 und Europa. 124\r\n1 Vgl. H2ercules-Positionspapier „Wasserstoff-Kernnetz stärken. Transformation vorantreiben.“ (https://www.h2er-cules.com/news/downloadbereich)\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019194","regulatoryProjectTitle":"Umsetzung der CO2-Management-Strategie ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5f/d6/605507/Stellungnahme-Gutachten-SG2508210011.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Effizient, intelligent, nachhaltig:\r\nCarbon Management Strategie neu definiert\r\nUm Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten und Klimaneutralität in der EU und in Deutschland zu erreichen, sind tragfähige Lösungen gefordert. Unverzichtbar ist dabei eine erfolgreiche Car-bon Management-Strategie, die CCS (Carbon Capture and Storage) und CCU (Carbon Cap-ture and Utilization) vereint.\r\nZentrale Eckpunkte sind:\r\n•\r\nUm CCS- und CCU-Technologien wettbewerbsfähig zu machen, ist eine auskömmliche und langfristig angelegte Förderung entlang der Entwicklungskette notwendig.\r\n•\r\nDie Energiekosten müssen rasch und signifikant gesenkt werden\r\n•\r\nIn CCU-Produkten gespeichertes CO2 muss im Rahmen des EU-Emissionshandels deutlich stärker angerechnet werden.\r\n•\r\nIndustrielle, hocheffiziente KWK-Anlagen dürfen nicht benachteiligt werden.\r\n•\r\nDer Net-Zero Industry Act (NZIA) zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren und Erhöhung der Investitionssicherheit ist schnell umzusetzen.\r\n•\r\nDer Hochlauf der CO2-Infrastruktur muss deutlich vor Ende 2030 beginnen, um das Henne-Ei Problem zu vermeiden.\r\nHerausforderungen und Lösungsansätze im Detail:\r\n1.\r\nTechnologisch\r\nCCS und CCU unterscheiden sich stark bezüglich des Reifegrads der Technologie. Während CCS bei bestimmten Verfahren dem Einsatz im industriellen Maßstab recht nahe ist, sind CCU-Technologien noch deutlich weniger ausgereift. Hier sind erhebliche Investitionen in Forschung und Entwicklung vonnöten.\r\nLösungsansatz: Die chemisch-pharmazeutische Industrie will und wird als Kohlenstoff-manager der Zukunft eine zentrale Rolle bei der Entwicklung von CCUS-Projekten spielen. Sie braucht aktuell allerdings eine segregierte Förderung von CCUS-Projekten, also unterschiedliche Programme mit technologischem Fokus auf Abscheidung, Reinigung, Speicherung oder Nutzung von Kohlendioxid aus industriellen Prozessen und denn dafür benötigten Materialien. Diese Förderprogramme müssen auf lange Entwicklungszeiträume eingerichtet sein. Langfristigkeit ist aber nicht nur bei der Forschungsförderung, sondern bei allen begleitenden finanziellen Rahmenbedingungen wichtig, etwa bei steuerlichen Abschreibungsmöglichkeiten. CCUS ist kein Thema für eine Legislaturperiode, sondern eins, das sich an industriellen Investitionszyklen orientieren muss.\r\n2.\r\nWirtschaftlich\r\nDie Entwicklung und der Betrieb von CCS- und CCU-Anlagen sind kostenintensiv und energieaufwendig. Die Wirtschaftlichkeit der Technologie muss erst noch bewiesen werden, insbesondere vor dem Hintergrund anhaltend hoher Energiekosten (Commodity, Netzentgelte) und steigender CO2-Preise. Zugleich ist die Anwendung von CCS/CCU in denjenigen\r\n-2-\r\nIndustrien langfristig unerlässlich, in denen es zu (wirtschaftlich) schwer oder nicht vermeidbaren Prozessemissionen während der Produktion kommt.\r\nDerzeit sind weder die finanziellen Rahmenbedingungen noch die Förderung effektiv. Ganz im Gegenteil: In CCU-Produkten zeitweise oder dauerhaft gespeichertes CO2 wird im Rahmen des EU-Emissionshandelssystem nur unzureichend angerechnet. Das setzt keinerlei Anreize, in CCU zu investieren. Übersehen wird auch die Umrüstung hocheffizienter gasbetriebener Industrie-KWK-Anlagen auf CCUS-Technologien. Hier liegen erhebliche Potentiale, die ausgeschöpft werden müssen. Es bedarf dringend eines umfassenden Konzepts zur Förderung und Finanzierung von Carbon Management-Projekten, um eine industrielle Abwanderung und damit verbundene Arbeitsplatzverluste zu verhindern.\r\nDie chemisch-pharmazeutische Industrie steht darüber hinaus vor der Herausforderung, bis 2045 Treibhausgasneutralität zu erreichen und gleichzeitig die Rohstoffbasis von fossilen auf alternative Kohlenstoffquellen umzustellen. Wichtig ist: Die chemisch-pharmazeutische Industrie benötigt Kohlenstoff als Basis für nahezu alle ihrer Produkte. Realität ist: Nicht bei allen Produktionsprozessen in der chemisch-pharmazeutische Industrie können Emissionen vollumfänglich vermieden werden. Daher ist es unabdingbar, dass die Branche uneingeschränkten (Förder-)Zugang zu CCS- und CCU -Technologien und CO2-Netzen erhält.\r\nLösungsansätze: Für CCUS-Technologien brauchen wir in Deutschland eine effektive und gut ausgestattete Förderung über alle Entwicklungsphasen hinweg sowie stabile, langfristig zuverlässige Investitionsbedingungen. Gleichzeitig ist es erforderlich, die Anrechen-barkeit von gespeichertem CO2 in CCU-Produkten im Rahmen des EU-Emissions-handelssystems deutlich auszuweiten. Die aktuelle Beschränkung auf Baustoffe ist nicht ausreichend. Auch abgeschiedenes CO2, das temporär z.B. in Produkten mit kurzen Lebenszyklus gespeichert wird trägt dazu bei, dass weniger fossile Rohstoffe gefördert werden.\r\nDarüber hinaus spielt Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) eine zentrale Rolle in der stabilen Versorgung der Chemie mit Strom und insbesondere Prozesswärme. Industrielle und hocheffiziente gasbetriebene KWK-Anlagen sind in Produktionsprozesse integriert und können aktuell nicht in allen Bereichen durch andere Technologien ersetzt werden. Es muss daher auch für solche Anlagen eine Förderung über die Umrüstung auf CCUS-Technologien geschaffen werden. Die Erwartung, dass allein schnelle und signifikante CO2-Preis-erhöhungen Business Cases für eine Umrüstung schaffen werden, ist irreführend.\r\nDie chemisch-pharmazeutische Industrie ist in einem international hoch wettbewerblichen Markt tätig. Andere Staaten setzen auf Steuerboni für CO2-Abscheidung, -Nutzung und -Speicherung. (So wird z.B. in den USA eine CO2-Nutzung mit 60 bzw. Speicherung mit 85 US$/t CO2 belohnt und nicht wie in Europa die Nicht-Abtrennung bestraft (EU-ETS).) Dies führt zu einer weiteren Verschärfung der Konkurrenzfähigkeit der Produkte sowie der Wettbewerbsfähigkeit der Unternehmen. Dem soll entgegengewirkt werden mit einem CO2-Grenzausgleich der EU (Carbon Border Adjustment Mechanism=CBAM). Nach aktuellem Stand wird allerdings ein Großteil der chemischen Produktion nicht von diesem Mechanismus geschützt werden. Zumindest ist es unklar, welche Produkte darunterfallen werden. Allein diese Unsicherheit kann zu weiteren Verlagerungen sowie Abwanderung von Produktionsanlagen, Knowhow und Arbeitsplätzen führen. Dem ist gegenzusteuern.\r\n-3-\r\n3.\r\nRechtlich und regulatorisch\r\nLangwierige Genehmigungsverfahren verzögern die Umsetzung von CCUS-Projekten, sowohl bei Anlagen als auch bei CO2-Netzen. Der Rechtsrahmen ist für die zeitnahe Umsetzung und Förderung von Projekten und die kommerzielle Nutzung von CCS und CCU noch nicht geeignet.\r\nLösungsansätze: Im Sinne beschleunigter Planungs- und Genehmigungsverfahren müssen die Anforderungen des Net-Zero Industry Act (NZIA) sowie des Bund-Länder-Paktes zur Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsbeschleunigung zielstrebig und vollständig umgesetzt werden. Zudem kann nur eine ressortübergreifende Unterstützung der Projektkonsortien im Genehmigungsverfahren eine adäquate Industriebeteiligung politisch ermöglichen. Bei nachgewiesener Standorteignung unter Berücksichtigung von Sicherheitsstandards und ökologischen Kriterien muss eine kommerzielle Nutzung von Speicherstätten grundsätzlich erlaubt sein und nicht erst nach Forschungsvorhaben und damit verbunden als Erkundungsbohrungen.\r\nUm die Investitionssicherheit zu erhöhen und Projekte für die Errichtung und den Betrieb einer CO2-Abscheidungsanlage auch für CCU zu beschleunigen, müssen die Bundes-Immissions-schutzverordnung (BImSchV), das Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) und Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft (TA Luft), der Entwurf der Förderrichtlinie Bundesförderung Industrie und Klimaschutz (BIK) angepasst werden. Da CCS-Verfahren aus klima- und wirtschaftspolitischer Sicht von überragendem öffentlichem Interesse sind, ist dies im Kohlendioxidspeicherungsgesetz (KSpG) entsprechend festzuschreiben. So können CCS-Projekte bei der planungsrechtlichen Schutzgüterabwägung Vorrang genießen. Und um eine Benachteiligung deutscher CCS-Projekte direkt im Vorhinein zu vermeiden, dürfen nationale Vorgaben nicht über Europäische hinausgehen (sog. Gold-Plating), z.B. hinsichtlich Haftungsfragen oder finanzieller Sicherheiten.\r\n4.\r\nStrategisch\r\nFür die Transformation der Industrie ist die zeitnahe Entwicklung eines effizienten Infrastruktursystems unabdingbar, das – bestenfalls auf der Basis bestehender Systeme – den Transport und die Speicherung von CO2 unterstützt. Dieses muss systemübergreifend gedacht und geplant werden. Nur so können sich alle für die Transformation unserer Wirtschaft notwendigen Technologien entwickeln.\r\nLösungsansätze: Die Förderung und Entwicklung von CCUS-Technologien erfordern eine langfristige Perspektive und kontinuierliche Unterstützung durch die Politik, Industrie und Gesellschaft. Wichtig ist, jetzt eine CO2-Netzplanung zu etablieren und mit der integrierten Netzentwicklungsplanung für Erdgas und Wasserstoff zu synchronisieren, um Synergien nutzen und Kosten minimieren zu können. Der Startschuss für die Errichtung der CO2-Infrastruktur muss deutlich vor Ende 2030 erfolgen, um einen frühzeitigen Hochlauf und damit Planungssicherheit für Investitionen zu gewährleisten.\r\nFür wasserstoffbasierte CCU-Verfahren sollte parallel zum Wasserstoffnetzaufbau mit dem Hochlauf erster CO2-Netze begonnen werden. Regionale Inselnetze für CO2 sind besonders für küstenferne Standorte geeignet. Um prohibitiv hohe Netzkosten (Anbindung küstenferner Standorte an ein bundesweites CO2-Netz) zu vermeiden, wäre alternativ die lokale Onshore-Speicherung sachgerecht. Prüfenswert ist, analog zum Wasserstoffkernnetz, die Anwendung eines staatlich abgesicherten Amortisationskonto-Modells, mit dem initiale Netzkosten\r\n-4-\r\nzeitlich gestreckt und verteilt werden. Politisch erforderlich ist, frühzeitig das „Henne-Ei-Problem“ zu lösen und für die CCUS-Technologien die notwendige Infrastruktur zur Verfügung stellen. Nur so sind Investoren zu überzeugen, in diese Technologien zu investieren.\r\nChemische Industrie als „Enabler“ der grünen Transformation\r\nAm Anfang aller Wertschöpfungsketten und damit als Mutter aller Industrien bildet eine wettbewerbsfähige chemisch-pharmazeutischen Industrie den Grundstein für das Gelingen der grünen Transformation. Sie hat nicht nur selbst ein erhebliches Potenzial zur CO2-Ein-sparung, sondern ist als Lösungsanbieter wichtiger Katalysator für andere!\r\nCO2 kann auch als zirkulärer Rohstoff genutzt werden (Rheticus-Verfahren von Evonik): Somit wird es nicht nur gespeichert, sondern auch wiederverwertet und im Kreislauf gehalten werden (CCU). Evonik zählt dabei zu den Technologieführern. Unser Unternehmen bietet für Biogasanlagen bereits Produkte an, um grünes CO2 zu separieren, das wiederum als Rohstoff dienen kann. So wurde mit dem Rheticus-Verfahren eine künstliche Photosynthese entwickelt, die es ermöglicht, aus H2 und CO2 nachhaltig produzierte CO2-negative Spezialchemikalien herzustellen. Dieses Potenzial gilt es zu nutzen.\r\nDirect Air Capture (DAC) mit aminhaltigen Feststoff-Sorbenzien gehört zu den vielversprechendsten Technologien zur Abtrennung von Kohlendioxid aus der Atmosphäre. Für Betreiber von DAC-Systemen sind zwei wichtige Anforderungen, die Lebensdauer der Sorbenzien zu verlängern und die Effizienz der Kohlendioxidabtrennung zu erhöhen. Evonik adressiert diese Anforderungen, indem wir unsere branchenführende Expertise in wesentlichen Komponenten der Sorbenzien, d.h. Silica, Silane und Polyamine, nutzen. Unser Ziel ist es, ein anwendungsfertiges, aminhaltiges Feststoff-Sorbens zu entwickeln, das den Anforderungen zukünftiger DAC-Systeme gerecht wird und gleichzeitig die Prinzipien einer Kreislaufwirtschaft unterstützt.\r\nFest steht damit: Deutschland hat mit den heimischen Entwicklungen der chemisch-pharmazeutischen Industrie die Chance, sich als Innovationsführer für Zukunftstechnologien zu positionieren. Das hilft dem Klima. Essenziell hierfür ist, dass die neue Regierung gleich zu Beginn der neuen Legislatur dafür die beschriebenen Rahmenbedingungen schafft!"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-07-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019195","regulatoryProjectTitle":"Nationale Umsetzung beim Industriestrompreis","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/68/3b/627979/Stellungnahme-Gutachten-SG2510100036.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme Industriestrompreis\r\nLieber Herr XY,\r\ngerne erinnern wir uns an Ihren Delegationsbesuch in Z und ihr klares Bekenntnis zur Chemieindustrie in Deutschland.\r\nWir hatten Ihnen dargelegt, welche Belastungen die gestiegenen Energiekosten in Deutschland für Evonik mit Blick auf die internationale aber sogar auch für die europäische Wettbewerbsfähigkeit darstellen, die auch den Standort Z betreffen. Der Anteil der Energiekosten an den Herstellkosten ist im Vergleich zu den großen Wettbewerbsregionen insbesondere in Deutschland erheblich gestiegen.\r\nWir hatten Ihnen zugesagt, regelmäßig Rückmeldung/Einschätzungen zu den wichtigen energie- und klimapolitischen Maßnahmen zu geben, die auf Bundes- und EU-Ebene ergriffen werden. Gerne können Sie diese Informationen auch an ihre SPD-Kollegen weiterleiten, die Teil der Delegation waren.\r\n1)\r\nIndustriestrompreis\r\nMit dem neuen Beihilferahmen der EU-Kommission, der Entlastungen mit verpflichtenden Investitionen verbindet, sind wir dem im Koalitionsvertrag vereinbarten Industriestrompreis etwas nähergekommen. Wir erkennen positive Ansätze, sind aber angesichts der aktuellen Wettbewerbssituation skeptisch, dass sich die Investitionen (ökologische Gegenleistungen 50% der Entlastungssumme müssen für Investitionen eingesetzt werden) allein durch diesen Entlastungsrahmen anreizen lassen, da der Rahmen lediglich bis 2030 gilt und bis dahin kaum zu erwarten ist, dass die Energiekosten durch den Ausbau der Erneuerbaren Energien erheblich sinken werden. Es bedarf sicher einer längeren Laufzeit des Rahmens und weiterer Instrumente (wie z.B. OPEX-Förderung, Klimaschutzverträge), damit Unternehmen sicher planen können und sich die neuen Verfahren und Technologien wirtschaftlich rechnen. Auch die Beschränkung der möglichen Förderung auf 50-60 % der verbrauchten Strommenge ist kritisch zu sehen. Der große Wurf ist das nicht, dennoch sollte schnell auf eine nationale Umsetzung gedrängt werden, die den möglichen EU-Rahmen voll ausschöpft. Nach wie vor gilt, dass die hohen Energiekosten in Deutschland der showstopper für Investitionen in die Transformation darstellen. Für viele Unternehmen geht es derzeit ums Überleben nicht primär ums Investieren."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-07-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020244","regulatoryProjectTitle":"Neuregulierung Kundenanlage","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7d/05/627981/Stellungnahme-Gutachten-SG2510100033.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\nBerlin, 25. August 2025\r\nVerbändeappell Kundenanlage\r\nEnergiewende und We􀆩bewerbsfähigkeit sichern – Bürokra􀆟eflut ohne Nutzen verhindern\r\nAusgangslage:\r\nDer BGH hat im Mai 2025 auf Grundlage eines zuvor ergangenen Urteils des EuGHs zur Kundenanlage\r\nentschieden. Die daraus folgende Neuauslegung hat massive nega􀆟ve Auswirkungen auf die bisher\r\nregulierungsfreie und damit wenig Kosten verursachende Stromversorgung in Immobilien, Gewerbe,\r\nIndustrie und Kommunen. Sie gefährdet zudem das Fundament der bewährten betrieblichen Praxis,\r\nda die Konstrukte nun als regulierte Verteilnetze gelten könnten. Dadurch drohen massive wirtscha􀅌-\r\nliche Verwerfungen. Dies belastet und gefährdet sowohl Energiewende und Klimaschutz als auch die\r\nWe􀆩bewerbsfähigkeit vieler Unternehmen. Es besteht bereits jetzt aufgrund des Schwebezustands\r\neine erhebliche Rechtsunsicherheit. Fällt der Status Kundenanlage, droht eine Welle an unabsehbaren\r\nBürokra􀆟epflichten, die volkswirtscha􀅌lich keinerlei Mehrwert brächten und das Ziel der Entbürokra\r\n􀆟sierung konterkarieren.\r\nWir fordern daher kurzfris􀆟g:\r\n Die Bundesregierung sollte rasch einen Runden Tisch zur Kundenanlage einrichten, um gemeinsam\r\nLösungsmöglichkeiten auch mit Blick auf die europäische Ebene zu besprechen. Die\r\nunterzeichnenden Organisa􀆟onen bieten dafür ihre Unterstützung an.\r\n Die Bundesnetzagentur sollte für den derzei􀆟gen Schwebezustand klarstellen, dass Neuanschlüssen\r\nvon Kundenanlagen nichts im Wege steht, sofern sie den aktuell geltenden Regelungen\r\ndes EnWG Genüge tun.\r\n Die Bundesregierung sollte so schnell wie möglich eine Lösung finden, die die etablierte Praxis\r\nrechtlich absichert, ohne dabei die Möglichkeiten der Anschlussnutzer innerhalb der Kundenanlage\r\nauf freie Lieferantenwahl einzuschränken. Dabei sollte die aktuelle Rechtslage\r\nnicht ohne Folgenabschätzungen geändert werden.\r\nBetroffenheit:\r\nDie konkrete Anzahl an Kundenanlagen ist bislang an keiner Stelle erfasst, da der Status auf einer\r\nSelbsteinschätzung beruht. Wir schätzen, dass die Zahl im sechsstelligen Bereich liegt.\r\n In der Wohnungswirtscha􀅌 wären im Grunde alle Modelle nicht mehr wirtscha􀅌lich, bei denen\r\nStrom lokal erzeugt und an Mieter und Miteigentümer geliefert wird. Jede Hausverteileranlage\r\nkönnte ohne Klarstellung als reguliertes Verteilnetz zu bewerten sein. Das hä􀆩e zur Folge, dass\r\ndie Strompreise deutlich steigen würden. Damit würden die Bewohner von Mehrfamilienhäusern\r\ngegenüber Einfamilienhäusern benachteiligt und die Par􀆟zipa􀆟on in Mehrfamilienhäusern an der\r\nEnergiewende geschwächt, die poli􀆟sch gewünscht ist und gerade erst durch Reformen der Mieterstrommodelle\r\nverbessert wurde.\r\n Wirtscha􀅌simmobilien wie Einkaufzentren, Supermärkte, Logis􀆟kzentren, Rechenzentren oder\r\nBürogebäude benö􀆟gen den Status als Kundenanlagen, da die interne Stromverteilstrukturen\r\nDri􀆩e wie Bäckereien, Mobilfunkmasten oder Fremdbüros mitversorgen. Hier drohen erhebliche\r\nMehrkosten und die Objektversorgung durch Inves􀆟􀆟onen in Solaranlagen oder Wärmepumpen\r\nsteht in Frage.\r\n In der Industrie sind Kundenanlagen Standard. Diese dienen sowohl der Eigenversorgung sowie\r\nder Versorgung von Dri􀆩en. Dri􀆩e können sein: Schwesterunternehmen, Kan􀆟nen, Dienstleister\r\noder andere Industriebetriebe, die sich mit auf dem Gelände befinden. Die Industrie benö􀆟gt den\r\nStatus der Kundenanlage weiterhin, da ein regulierter Netzbetrieb Unternehmen sowohl aus der\r\nGroßindustrie als auch aus dem Mi􀆩elstand überfordern würde. Dies resul􀆟ert aus den regulatorischen\r\nAnforderungen. Allein der Einbau der notwendigen Messinfrastruktur würde schnell zu\r\nKosten in Millionenhöhe führen. Hinzu kämen nicht kalkulierbare Mehrkosten für zusätzliches\r\nPersonal. Die We􀆩bewerbsfähigkeit vieler tausend Industriebetriebe dür􀅌e in Frage stehen.\r\n Auch in zahlreichen anderen Bereichen sind Kundenanlagen üblich, wie z. B. bei kommunalen Gebäuden,\r\nöffentlichen Einrichtungen und Quar􀆟eren sowie generell bei Quar􀆟erskonzepten u. a.\r\nmit Wohnungseigentümergemeinscha􀅌en auch in Form von Einfamilienhäusern, und es drohen\r\ndieselben Konsequenzen wie bei der Wohnungswirtscha􀅌, Wirtscha􀅌simmobilien und der Industrie.\r\nAuswirkungen\r\n Sollten die Gerichtsurteile eine Wirkung in den Bestand en􀆞alten, würden enorme Mehrkosten\r\nim Milliardenbereich durch Regulierungsanforderungen, ggf. Netzentgelte und den damit\r\neinhergehenden Bürokra􀆟eaufwänden vertraglichen Änderungen, neuen Messeinrichtungen\r\nsowie Netzumlagen einhergehen. Die Aufwände für Netzbetreiberpflichten würden sprungha\r\n􀅌 steigen, ohne dass dadurch ein volkswirtscha􀅌licher Mehrwert entsteht.\r\n Gleichzei􀆟g würde der Netzbetrieb künstlich in Branchen ausgeweitet, deren Kernwertschöpfung\r\nund Exper􀆟se in ganz anderen Feldern liegt.\r\n Die damit einhergehende Unsicherheit strahlt bereits in den Markt aus. Einzelne Netzbetreiber\r\nverweigern z. B. Neuanschlüsse von Kundenanlagen, ohne dass es dafür eine Rechtsgrundlage\r\ngibt.\r\nUnser Appell\r\nUm erheblichen Schaden von Unternehmen und Energiewende abzuwenden, ist eine gesetzliche Lösung\r\nauf EU- und Bundesebene notwendig, die mit Augenmaß den europäischen Regulierungszusammenhang\r\nberücksich􀆟gt. Die Möglichkeit bes􀆟mmte, nicht markterhebliche, Infrastrukturen so wie\r\nbisher zu belassen, ist für den Wirtscha􀅌sstandort Deutschland unerlässlich."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020245","regulatoryProjectTitle":"Schnelle Verabschiedung des Kohlenstoffspeichergesetz ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3a/8b/627983/Stellungnahme-Gutachten-SG2510100035.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"VIK-Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf des BMWE\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-\r\nSpeicherungsgesetzes\r\nDatum: 04.07.2025\r\nSeite 1 von 3 Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V.\r\nAutor: Anastasiia Woydte Registergericht Amtsgericht Charlottenburg:\r\nLeipziger Platz 10 l 10117 Berlin Registernummer 95 VR38556\r\nT: +49 30 212492-0 UST-ID: DE 119 824 770\r\ninfo@vik.de l www.vik.de Registernummer nach LobbyRG: R002055\r\nVorsitzender des Vorstands: Gilles Le Van EU-Transparenzregister: 540746447804-05\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-\r\nSpeicherungsgesetzes\r\nAllgemein\r\nDer Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V. begrüßt, dass die\r\nBundesregierung mit dem aktuellen Referentenentwurf zur Änderung des Kohlendioxid-\r\nSpeicherungsgesetzes (KSpG) beabsichtigt, zentrale Voraussetzungen für die Nutzung von CCS\r\n(Carbon Capture and Storage) und CCU (Carbon Capture and Utilization) in Deutschland zu\r\nschaffen. Aus Sicht des VIK ist der Entwurf ein notwendiger und richtiger Schritt, um schwer\r\nvermeidbare Industrieemissionen zu senken, Investitionen auszulösen und die energieintensive\r\nIndustrie klimaneutral und wettbewerbsfähig aufzustellen.\r\nIm Detail\r\nDer VIK unterstützt die Weiterentwicklung des KSpG in zentralen Punkten und begrüßt, dass das\r\nBundesministerium für Wirtschaft und Energie mit dem Referentenentwurf entschlossen\r\nhandeln und den regulatorischen Grundstein für eine zukunftsfähige CO₂-Logistik und deren\r\nindustrielle Nutzung legen möchte. Die geplanten Änderungen setzen ein wichtiges Signal für die\r\nEtablierung tragfähiger Rahmenbedingungen für Transport, Speicherung und Nutzung von CO₂\r\nund stärken die notwendige Investitionssicherheit für die energieintensive Industrie. Besonders\r\nhervorzuheben sind:\r\n• Klarstellung der Speicherzulässigkeit industrieller Emissionen: Besonders\r\nhervorzuheben ist die ausdrückliche Einbeziehung schwer vermeidbarer industrieller\r\nProzessemissionen in den Anwendungsbereich des Gesetzes. Dies entspricht einer\r\nlangjährigen industriepolitischen Forderung und eröffnet betroffenen Unternehmen eine\r\nrechtssichere und praktikable Dekarbonisierungsoption.\r\n• Planungsrechtlicher Infrastrukturrahmen: Die Einführung eines eigenständigen\r\nplanungsrechtlichen Verfahrens zur Errichtung und zum Betrieb von CO₂-Leitungen\r\nist positiv zu bewerten. Sie ermöglicht eine koordinierte Entwicklung der CO₂-\r\nTransportinfrastruktur und dient als Grundlage für die strategische Raumordnung auf\r\nregionaler wie überregionaler Ebene. Die Feststellung des überragenden öffentlichen\r\nInteresses für CO₂-Leitungen und Speicheranlagen stärkt die rechtliche Position im\r\nPlanungs- und Genehmigungsprozess und entfaltet erhebliche Potenziale zur\r\nBeschleunigung der Vorhaben.\r\n• Rechtssicherheit für Offshore-Speicherung: Die gesetzliche Verankerung der\r\nOffshore-Erkundung und -Speicherung in der ausschließlichen Wirtschaftszone\r\n(AWZ) sowie auf dem Festlandsockel – unter explizitem Ausschluss des Küstenmeers\r\nVIK-Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-\r\nSpeicherungsgesetzes\r\nDatum: 04.07.2025\r\nSeite 2 von 4\r\n– schafft eine erstmals belastbare Rechtsgrundlage für marine CO₂-\r\nSpeicherprojekte.\r\n• Verfahrensvereinfachung durch Streichung des Schlichtungsverfahrens: Die\r\nersatzlose Streichung des bislang vorgesehenen Schlichtungsverfahrens im Rahmen\r\nder Planfeststellung ist als Schritt zur Verfahrensvereinfachung und\r\nEntbürokratisierung im Bereich der CO₂-Infrastruktur positiv hervorzuheben.\r\n• Landesrechtlicher Opt-in-Mechanismus für Onshore-Speicherung: Die\r\nEinführung eines bundesländerspezifischen Opt-in-Mechanismus für die Onshore-\r\nSpeicherung wahrt föderale Zuständigkeiten und ermöglicht es den Ländern,\r\nentsprechend ihrer regionalen Gegebenheiten Speicherprojekte zuzulassen – ein\r\nausgewogener Kompromiss zwischen bundesweiter Planungssicherheit und\r\nregionaler Akzeptanz.\r\nDiese Regelungsvorschläge markieren einen wichtigen Fortschritt in der klimapolitischen\r\nRahmensetzung. Sie schaffen nicht nur die Voraussetzungen für, sondern sichern auch die\r\nTransformationsfähigkeit der energieintensiven Industrie im internationalen Wettbewerb. Der VIK\r\nbegrüßt daher die geplanten Änderungen ausdrücklich und ermutigt zu einer zügigen\r\ngesetzgeberischen Umsetzung.\r\nDer VIK regt an, die folgenden Punkte im KSpG-E stärker zu berücksichtigen:\r\n• Fehlende Risikoteilung: Die vorgesehene ausschließliche privatwirtschaftliche\r\nFinanzierung der CO₂-Infrastruktur – ohne flankierendes staatliches De-Risking –\r\nsteht im deutlichen Widerspruch zum Regelungsvorbild des Wasserstoffkernnetzes.\r\nAngesichts der hohen Investitionsbedarfe und Unsicherheiten in der Frühphase des\r\nCCS-Hochlaufs ist aus Sicht der Wirtschaft zwingend, ein staatlich abgesichertes\r\nFinanzierungsinstrument vorzusehen (z. B. in Form von Investitionsgarantien oder\r\nMitfinanzierungsmechanismen).\r\n• Regulierungsrahmen: Die Zuweisung der Netzplanungskompetenz für ein CO₂-\r\nKernnetz bleibt unklar. Es ist sachgerecht und systematisch geboten, die\r\nBundesnetzagentur analog zur Wasserstoffinfrastruktur mit der integrierten\r\nNetzentwicklung zu beauftragen. Zudem ist der sachliche Anwendungsbereich des\r\nGesetzes unvollständig. Es bedarf einer ausdrücklichen Erstreckung auf sämtliche\r\nCO₂-Transportmodi (Pipeline, Schiene, Binnenschiff) und zugehörige\r\nInfrastruktureinrichtungen (z. B. Kompressionsstationen, Verladeeinrichtungen,\r\nTerminals).\r\n• Länderöffnungsklausel: Die in Aussicht gestellte Länderöffnungsklausel für die\r\ngeologische Onshore-Speicherung greift aus volkswirtschaftlicher und\r\nraumplanerischer Sicht zu kurz. Eine bundeseinheitliche strategische\r\nSpeicherplanung ist erforderlich, um eine flächendeckende und kostenoptimierte\r\nInfrastrukturentwicklung sicherzustellen.\r\n• Förderrechtlicher Instrumentenmix: Die gegenwärtige Ausgestaltung der\r\nKlimaschutzverträge ist mit Blick auf CCS/CCU-Vorhaben defizitär. Es fehlt an einer\r\nVIK-Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-\r\nSpeicherungsgesetzes\r\nDatum: 04.07.2025\r\nSeite 3 von 4\r\nexpliziten Regelung zur anteiligen CAPEX-Förderung zur Kompensation der\r\nVorabinvestitionsbelastungen. Fördermaßnahmen müssen entlang des\r\nInvestitionszyklus gestaffelt und durch Vorauszahlungen flexibilisiert werden.\r\nDarüber hinaus sind bestehende nationale sowie europäische Förderlinien für\r\nCCS/CCU zweckgerichtet zu öffnen und breiter zugänglich zu machen.\r\n• Technologieneutralität und sektorale Gleichbehandlung: Die gleichwertige\r\nBerücksichtigung erdgasbasierter Kraftwerke – insbesondere industrieller Kraft-\r\nWärme-Kopplungsanlagen (KWK) sowie stromgeführter Erdgaskraftwerke – ist\r\nzwingend sicherzustellen. Beide Anlagentypen erfüllen systemrelevante Funktionen\r\nund sind daher sowohl beim Zugang zur CO₂-Transportinfrastruktur als auch bei der\r\nInanspruchnahme einschlägiger Förderinstrumente – wie den Klimaschutzverträgen\r\nund der Bundesförderung für Industrie und Klimaschutz – gleichzustellen, und zwar\r\nunabhängig vom Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme. Dies gilt insbesondere auch für H₂ -\r\nready-Gaskraftwerke, die in der Übergangsphase mangels verfügbarer\r\nWasserstoffinfrastruktur noch mit Erdgas betrieben werden müssen. Die Einbindung\r\ndieser Anlagen ist unabdingbar, um Investitionssicherheit herzustellen,\r\nVersorgungskontinuität zu gewährleisten und technologieoffene\r\nTransformationspfade nicht frühzeitig regulatorisch einzuengen.\r\n• Zertifizierungsregime und biogene Emissionen: Es fehlt eine explizite Regelung zur\r\nAnrechenbarkeit biogenen CO₂s im Rahmen des Emissionshandels. Negative\r\nEmissionen – etwa aus biogenen Anteilen in Mischprozessen (z. B. in der Zement- und\r\nKalkindustrie) – sind unter angemessenen Nachweisstandards zu berücksichtigen.\r\nErforderlich ist hierfür eine transparente Integration in das bestehende EU-ETS,\r\nflankiert durch anerkannte Quantifizierungs- und Verifizierungsverfahren.\r\n• Internationale Verbringung: Der Entwurf enthält keine ausreichenden Regelungen\r\nzur grenzüberschreitenden Verbringung von CO₂. Die Ratifizierung des London -\r\nProtokolls sowie der Abschluss bilateraler Vereinbarungen mit Speicherstaaten sind\r\nzwingende Voraussetzung für die Nutzung offshore-gelegener Speicherstätten\r\naußerhalb des deutschen Küstenmeers.\r\n• Verfahrensbeschleunigung: Für ein funktionierendes CCS-Regime ist eine\r\nausreichende personelle und fachliche Ausstattung der zuständigen Genehmigungsund\r\nAufsichtsbehörden unabdingbar, um zügige und rechtssichere\r\nZulassungsverfahren zu gewährleisten. Gleichzeitig ist sicherzustellen, dass das\r\nnationale Regelwerk keine über die europarechtlichen Vorgaben hinausgehenden\r\nAnforderungen enthält. Ein verbindliches Verbot sogenannter „Gold -Plating“-\r\nRegelungen sollte gesetzlich verankert werden, um zusätzliche regulatorische\r\nBelastungen zu vermeiden und Investitionssicherheit sowie Planbarkeit für die\r\nbetroffenen Akteure zu schaffen.\r\nDer vorliegende Referentenentwurf stellt einen wichtigen Schritt in die richtige\r\nRichtung dar, insbesondere durch die ausdrückliche Einbeziehung technisch\r\nschwer oder nicht vermeidbarer Prozessemissionen in den Anwendungsbereich des\r\nGesetzes. Damit wird eine wesentliche industriepolitische Forderung aufgegriffen.\r\nVIK-Stellungnahme\r\nzum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des Kohlendioxid-\r\nSpeicherungsgesetzes\r\nDatum: 04.07.2025\r\nSeite 4 von 4\r\nPositiv hervorzuheben ist zudem, dass die neue Bundesregierung diesem für die\r\nTransformation der energieintensiven Industrie zentralen Regelungsvorhaben eine\r\nhohe politische Priorität einräumt. Dies sendet ein bedeutsames Signal für die\r\nregulatorische Planungs- und Investitionssicherheit im Kontext der langfristigen\r\nDekarbonisierungsstrategie. Gleichwohl besteht weiterhin erheblicher\r\nKonkretisierungsbedarf im Hinblick auf die wirtschaftliche Flankierung der\r\ngeplanten Maßnahmen. Insbesondere die Fragen der Finanzierung der Infrastruktur\r\nsowie der Absicherung der mit CCS-/CCU-Projekten verbundenen Investitionsrisiken\r\nsind bislang unzureichend adressiert. Ohne entsprechende finanzielle Instrumente\r\nund Rahmenbedingungen wird die angestrebte Marktentwicklung erheblich\r\nausgebremst. Eine zeitnahe Nachsteuerung erscheint daher unerlässlich.\r\nDer VIK ist seit über 76 Jahren die Interessenvertretung industrieller und gewerblicher Energienutzer in\r\nDeutschland. Er ist ein branchenübergreifender Wirtschaftsverband mit Mitgliedsunternehmen aus den\r\nunterschiedlichsten Branchen, wie etwa Aluminium, Chemie, Glas, Papier, Stahl oder Zement. Der VIK berät\r\nseine Mitglieder in allen Energie- und energierelevanten Umweltfragen. Im Verband haben sich etwa 80 Prozent\r\ndes industriellen Stromverbrauchs und rund 90 Prozent der versorgerunabhängigen industriellen\r\nEnergieeinsatzes und rund 90 Prozent der versorgerunabhängigen Stromerzeugung in Deutschland\r\nzusammengeschlossen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020246","regulatoryProjectTitle":"Anpassung der 37. BimSchV im Rahmen des zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote (Early Delivery Concept)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/63/70/627985/Stellungnahme-Gutachten-SG2510100034.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"-NOT ENCRYPTED-\r\n„Early Delivery Konzept“ als zeitlich begrenzte nationale Übergangsregelung zur Überbrückung der fehlenden Transportinfrastruktur in den frühen Jahren\r\nZusammenfassung\r\n•\r\nDer vorgelegte Referentenentwurf zur Umsetzung der RED III Transportziele in nationales Recht (BImSchG/BImschV) legt neben dem verlängerten THG-Minderungspfad bis 2040 auch ab 2026 hochlaufende RFNBO-Mindestanteile fest. Hierdurch wird die H2-Nachfrage angeregt. Das Transportproblem zur Erfüllung dieser Verpflichtungen in den frühen Jahren wird im aktuellen Referentenentwurf jedoch nicht adressiert. Und dass obwohl das Wasserstoffkernnetz, als zentrale Infrastruktur für die Verbindung von Produzenten und Abnehmern nach aktuellem Stand gemäß den Vorgaben des EnWG sukzessive erst bis Ende 2032 zu Verfügung steht.\r\n•\r\nIn der Übergangsphase, bis das Kernnetz entsprechend ausgebaut ist, können Abnehmer (u.a. Verpflichtete im Sinne des BImSchG/BImSchV) oftmals nicht oder nur sehr begrenzt physisch über ein Netz erreicht werden, obwohl diese einen Anreiz haben früher grünen Wasserstoff einzusetzen, um z.B. selbstproduzierten grauen Wasserstoff zu ersetzen.\r\n•\r\nDiesem Problem kann durch eine zeitlich begrenzte nationale Übergangsregelung („Early Delivery “) begegnet werden, die einen volkswirtschaftlichen Mehrwert bietet, die politischen Ziele und den Markthochlauf im Sinne aller Akteure unterstützt, in dem es Angebot und Nachfrage zusammenbringt und insbesondere IPCEI geförderte Projekte in einer Übergangsphase ohne ausreichende Infrastruktur besser genutzt werden können.\r\n•\r\nPhysisch nicht an grüne H2-Quellen angebundene Abnehmer (Raffinerie-/ Transportsektor) könnte ein bilanzieller Nachweis für ihre Quotenerfüllung (THG-Minderungsquote sowie RFNBO Mindestanteile) ermöglicht werden.\r\n•\r\nDer physische Wasserstoff aus der frühen Elektrolyse-Produktion wird genutzt, um fossile Energieträger zu verdrängen und eine tatsächliche Emissionsreduktion zu erzielen.\r\n•\r\nDas “Early Delivery Konzept” könnte auch gerade vor dem Hintergrund der Diskussion zur angemessenen Größe des Kernnetzes eine passende Antwort sein, weil es für eine frühere Auslastung erster Teilstrecken des Kernnetzes sorgt.\r\n-NOT ENCRYPTEDIm\r\nDetail:\r\nFür den Zeitraum vor 2030 wäre — im Zuge einer nationalen Ausgestaltung in der 37. Bundes-immissionsschutzverordnung (BImSchV) — die bilanzielle Anrechenbarkeit von erneuerbarem Wasserstoff auf die THG-Quote sowie auf die RFNBO Mindestanteile im Transportsektor eine Option zur Überbrückung der fehlenden Infrastruktur. Bei dieser Lösung würde der produzierte Wasserstoff in eine dedizierte Wasserstoff-Infrastruktur (z.B. H2-Kernnetz) eingespeist und verbraucht werden, die erneuerbare Eigenschaft von der physischen Wasserstofflieferung jedoch getrennt und separat handelbar gemacht werden.\r\nSomit könnten auch Kunden bilanziell mit grünem Wasserstoff versorgt werden, die physisch noch nicht an den gleichen Teil des Kernnetzes angeschlossen sind, in dem auch die H2-Quelle liegt, oder die noch über gar keinen H2-Netzanschluss verfügen. Gleichzeitig wird hierdurch eine Auslastung der frühen Kernnetzleitungen unterstützt.\r\nDer in den Elektrolyseuren erzeugte Wasserstoff kann über das Kernnetz ohne die abgetrennte grüne Eigenschaft an Kunden verkauft werden, welche ihn in ihren Prozessen verwenden. Die Verdrängung fossiler Energieträger bzw. Rohstoffe bewirkt dort eine tatsächliche Emissions-reduktion und unterstützt eine frühzeitige Umstellung auf H2.\r\nRegulatorische/Rechtliche Umsetzung - Status Quo\r\nMit der Renewable Energy Directive III (RED III) aus 2023 gelten für den Transportbereich in allen Mitgliedsstaaten einheitliche Vorgaben mit verbindlichen RFNBO-Zielen ab 2030. Die RED schreibt darüber hinaus Massenbilanzierung vor, d.h. Produktion und Abnehmer müssen als Handelsmodell für RFNBO physisch verbunden sein. Es ist obligatorisch über ein Zertifikat nachzuweisen, dass die Konformität des RFNBO mit europäischen Anforderungen besteht (RED sowie Delegierte Rechtsakte).\r\nMit Blick auf den Zeitraum vor 2030 gibt es keine verpflichtenden EU-Ziele oder Mindestanteile für RFNBO. Mitgliedsstaaten haben daher abseits der EU-Definitionen bis 2030 im Hinblick auf die Erreichbarkeit der EU-Ziele einen Handlungsspielraum in der nationalen Ausgestaltung der Regelungen für erneuerbaren Wasserstoff. In Deutschland wird der Dekarbonisierungspfad für den Transportsektor durch das Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) vorgegeben (THG-Minderungsquote). Im Referentenentwurf ist u.a. eine Änderung der 37. BImSchV vorgesehen, die einen zusätzlichen verpflichtenden RFNBO-Mindestanteil ab 2026 einführt.\r\nDie europäische RFNBO-Definition wird national in der 37. BImSchV umgesetzt und sieht aktuell für RFNBO entsprechend die physische und massenbilanzielle Belieferung vor.\r\nUmsetzung einer Übergangslösung\r\nDurch die vorgeschlagene Übergangslösung könnte die Anrechnung der erneuerbaren Eigen-schaft, einschließlich der Emissionsminderung im Zusammenhang mit der Verpflichtung aus §37a BImSchG, räumlich unabhängig (bilanziell) erfolgen, bis eine ausreichende Anbindung an das Wasserstoff-Kernnetz gegeben ist. Mit der (übergangsweisen) Aufhebung der Pflicht zu physischer und massenbilanzieller Lieferung würde auch Raffinerien ohne physische Anbindung an das Kernnetz die Anrechnung von erneuerbarem Wasserstoff im Rahmen der THG-Quote/RFNBO-Mindestanteile ermöglicht. Eine physische Senke, also der Verbrauch des Wasserstoffs ohne seine erneuerbare Eigenschaft, müsste weiterhin gegeben sein.\r\nDazu wäre eine Änderung der 37. BImSchV erforderlich, die den bilanziellen Bezug der erneuerbaren Eigenschaft als zulässigen Nachweis definiert (konkreter Formulierungsvorschlag siehe Annex). Voraussetzung ist, dass auch bei bilanziellem Bezug die Emissionsminderung nachvollzogen werden kann, etwa durch einen entsprechenden Nachweis (z.B. in Form eines Nachhaltigkeitsnachweises oder ein Herkunftsnachweis mit entsprechender Emissionsangabe).\r\nDiese Mengen könnten aufgrund der fehlenden Einhaltung der in EU-Vorgaben verankerten Massenbilanzierungs-Vorgabe nicht auf RED-Ziele angerechnet werden. Eine solche nationale\r\n-NOT ENCRYPTEDÜbergangslösung\r\nbis 2030 würde demnach keine Änderungen europäischer Vorgaben erfordern. Soweit die EU-Ziele noch angepasst werden und erst später verbindlich werden, ist auch eine Verlängerung der Übergangslösung mittels eines Review-Prozesses über 2029 hinaus möglich. Damit können auch etwaige Verzögerungen beim Ausbau des Kernnetzes aufgefangen werden. Darüber hinaus sind in diesem Ansatz alle EU-ETS relevanten Emissionen von Wasserstoff mit der Produktion berücksichtigt und durch entsprechende EU-ETS Zertifikate abgedeckt.\r\nDie zeitliche Begrenzung sollte sich dabei zudem am Reifegrad des Kernnetzausbaus orientieren. Der Kernnetzausbau wird sich am künftigen physischen Bedarf an erneuerbarem Wasserstoff orientieren, sodass durch die anfängliche zeitliche Begrenzung der Übergangslösung keine Verzögerungen auf den Kernnetzausbau zu erwarten sind.\r\nAufgrund der Grundsätze des EU-Binnenmarktes müssen auch Zertifikate aus ausländischer RFNBO-Wasserstoffproduktion als Nachweise zugelassen werden. Hierbei muss sichergestellt werden, dass es nicht zu einer doppelten Anrechnung der grünen Eigenschaft kommt. Um eine frühzeitige Auslastung und Refinanzierung des Kernnetzes zu gewährleisten, sollte die Nutzung einer Wasserstoff-Infrastruktur mit physischer Verbindung in/nach Deutschland Voraussetzung sein.\r\nBei einer Etablierung des beschriebenen Konzeptes sollte gewährleistet werden, dass auch andere Wasserstoffverbraucher mit einer nationalen Förderung zur Nutzung von RFNBO-konformen Wasserstoff diesen entsprechend nicht physisch beziehen müssen und sich die grüne Eigenschaft bei Erwerb entsprechender Zertifikate in der Übergangsphase ebenfalls auf die jeweiligen Förderziele (z.B. CO2 Reduktion) förderkonform anrechnen lassen können.\r\nAnnex\r\nKonkreter Anpassungsvorschlag zur Umsetzung des Early Delivery Konzepts\r\n§ 19 der 37. BImSchV\r\nEinfügung neuer Absatz (2a)\r\n(2a) Abweichend von den Regelungen zu den Anforderungen aus Absätzen 1 und 2 ist bis einschließlich 31. Dezember 2029 ein Nachweis über die Herkunft erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprung auch dann erfüllt, wenn:\r\n1. der Kraftstoff physisch in eine Wasserstoffinfrastruktur mit physischer Verbindung zur Bundesrepublik Deutschland eingespeist wurde,\r\n2. die erneuerbare Eigenschaft des Kraftstoffs durch einen Herkunfts- oder Nachhaltigkeitsnachweis mit Treibhausgaseinsparung dokumentiert wurde, und\r\n3. die eingesetzten Nachweise in einem behördlich anerkannten Register oder durch ein gleichwertiges System erfasst und überprüfbar dokumentiert sind."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-15"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":true,"codeOfConductPdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/e0/8f/627976/Code-of-Conduct-German.pdf"}}